AleaSoft Energy Forecasting, 7. Januar 2025. In der ersten Woche des Jahres 2025 stiegen die TTF-Gas-Futures und erreichten mit über 50 €/MWh den höchsten Abrechnungspreis seit Oktober 2023. Dies und die steigenden CO2-Preise und die steigende Stromnachfrage sowie die rückläufige Photovoltaik-Produktion trugen zu höheren Preisen auf einigen der wichtigsten europäischen Strommärkte bei. Im Gegensatz dazu führte der Anstieg der Windenergieproduktion zu niedrigeren Preisen auf anderen Märkten. Portugal und Frankreich verzeichneten die zweithöchste Windenergieproduktion ihrer Geschichte.
Solare Photovoltaik- und Windenergieproduktion
In der Woche vom 30. Dezember ging die photovoltaische Solarstromerzeugung auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche durchweg zurück. Der deutsche Markt führte diese Rückgänge an, da die Produktion dieser Technologie um 29 % zurückging. Es folgten der französische und der portugiesische Markt, auf denen die Produktion um jeweils 25 % zurückging. Der italienische Markt verzeichnete mit 6,6 % den geringsten Rückgang, während der Rückgang in Spanien 17 % betrug.
In der Woche vom 6. Januar wird nach den Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Solarproduktion in Deutschland zunehmen, während sie in Italien und Spanien weiter 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 ersten Januarwoche ist die Windenergieproduktion in den meisten großen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. Die größten Zuwächse verzeichneten der deutsche und der französische Markt mit 148 % bzw. 140 %. Die iberischen Märkte verzeichneten einen Anstieg von 12 % in Portugal und 19 % in Spanien. Der italienische Markt hingegen verzeichnete einen Rückgang der Windenergieproduktion um 65 %, was eine Trendwende nach zwei Wochen des Wachstums bedeutet.
Am Sonntag, dem 5. Januar, erreichte der portugiesische Markt mit 108 GWh den zweithöchsten Wert in der Geschichte der Windenergieproduktion. Am folgenden Tag erreichte der französische Markt mit 416 GWh den zweithöchsten Wert aller Zeiten.
In der zweiten Woche des Jahres 2025 wird nach den Windenergieprognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion auf den Märkten Italiens, der iberischen Halbinsel und Deutschlands steigen, während sie in Frankreich 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 30. Dezember stieg die Stromnachfrage auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der deutsche Markt verzeichnete mit 8,6 % den stärksten Anstieg, gefolgt vom britischen und französischen Markt mit einem Plus von 7,6 % bzw. 7,0 %. Der italienische, der spanische, der belgische und der portugiesische Markt verzeichneten Steigerungen zwischen 2,6 % in Italien und 6,2 % in Portugal. Eine Ausnahme bildete der niederländische Markt, wo die Nachfrage um 8,6 % zurückging.
In der ersten Woche des Jahres 2025 sanken die Durchschnittstemperaturen im Vergleich zur Vorwoche in den meisten untersuchten Märkten. Die Rückgänge reichten von 0,2 °C in Belgien bis 2,0 °C in Großbritannien. Die Ausnahme war Deutschland, wo die Temperaturen um 0,1 °C höher waren.
Die kälteren Temperaturen in Verbindung mit der Tatsache, dass sich die Arbeitstätigkeit nach den Weihnachtsferien in der letzten Woche des Jahres 2024 zu erholen begann, begünstigten den Anstieg der Nachfrage in der ersten Woche des Jahres 2025.
In der zweiten Januarwoche wird die Nachfrage nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecastingin Deutschland, Italien, Großbritannien, Belgien, den Niederlanden, Spanien und Portugal weiter steigen, während sie in Frankreich sinken wird.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der ersten Januarwoche verhielten sich die Durchschnittspreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten uneinheitlich. Einerseits stiegen die Preise auf dem spanischen und portugiesischen MIBEL-Markt, dem italienischen IPEX-Markt und dem nordischen Nord Pool-Markt im Vergleich zur Vorwoche. Die Preissteigerungen reichten von 5,1 % auf dem spanischen Markt bis zu 77 % auf dem nordischen Markt. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten hingegen sanken die Preise zwischen 4,8 % auf dem N2EX-Markt des Vereinigten Königreichs und 28 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Deutschland.
In der Woche, die am 30. Dezember begann, lag der Wochendurchschnitt auf den meisten analysierten europäischen Strommärkten über 85 €/MWh. Die Ausnahmen waren der nordische Markt, der mit 34,96 €/MWh den niedrigsten Durchschnitt verzeichnete, und der deutsche Markt mit einem Wochendurchschnitt von 73,87 €/MWh. Dagegen erreichte der italienische Markt mit 140,39 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 85,87 €/MWh auf dem belgischen Markt bis 114,34 €/MWh auf dem portugiesischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so verzeichneten die meisten untersuchten Märkte am 1. Januar niedrige Preise. Der deutsche Markt verzeichnete mit 0,95 €/MWh den niedrigsten Preis. Dieser Tagespreis war der niedrigste seit dem 26. Dezember 2023 auf dem deutschen Markt. Der belgische und der französische Markt erreichten an diesem Tag ihre niedrigsten Tagespreise seit dem 25. November 2024.
In der Woche vom 30. Dezember konnten trotz höherer wöchentlicher Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate, eines Rückgangs der Solar-Photovoltaik-Produktion und eines Anstiegs der Stromnachfrage auf den meisten Märkten die Preise aufgrund der hohen Windenergieproduktion auf Märkten wie dem deutschen und dem französischen Markt sinken. Andererseits trug der Rückgang der Produktion bei dieser Technologie dazu bei, dass der italienische Markt den höchsten wöchentlichen Durchschnittspreis erreichte.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Januarwoche in den meisten der untersuchten europäischen Märkte eine Trendwende gegenüber der Vorwoche vollziehen werden. Ein deutlicher Anstieg der Windenergieproduktion auf dem spanischen, italienischen und portugiesischen Markt wird zu niedrigeren Preisen auf diesen Märkten führen, während auf den übrigen Märkten Preissteigerungen zu erwarten sind.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Öl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt verzeichneten in der ersten Januarwoche Preissteigerungen. Am Montag, dem 30. Dezember, verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 74,39 $/bbl. Infolge des Aufwärtstrends erreichten diese Futures am Freitag, dem 3. Januar, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 76,51 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 3,2 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit dem 15. Oktober 2024. Am Montag, dem 6. Januar, sank der Abrechnungspreis im Vergleich zur vorangegangenen Sitzung und lag bei 76,30 $/bbl.
In der ersten Januarwoche führten die Aussichten auf eine erhöhte Nachfrage aufgrund niedriger Temperaturen, die mögliche Verschärfung der Sanktionen gegen russisches und iranisches Öl sowie die Erwartung, dass die Ankurbelung der chinesischen Wirtschaft im Jahr 2025 zu einer erhöhten Nachfrage führen wird, zu einem Anstieg der Brent-Öl-Futures.
Die TTF-Gasfutures auf dem ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 30. Dezember, ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 47,63 €/MWh. Anschließend stiegen die Preise. Infolgedessen erreichten diese Futures am Donnerstag, den 2. Januar, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 50,20 €/MWh. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 31. Oktober 2023. Am Freitag, dem 3. Januar, lag der Abrechnungspreis mit 49,54 €/MWh um 1,3 % unter dem des Vortages. Dieser Preis war immer noch 3,8 % höher als am Freitag zuvor. Am Montag, dem 6. Januar, sank der Abrechnungspreis wieder auf 47,33 €/MWh.
In der ersten Januarwoche stiegen die TTF-Gas-Terminpreise unter dem Einfluss der Beendigung des russischen Gasliefervertrags über die Ukraine. Niedrige Temperaturen und der Rückgang der europäischen Reserven trugen ebenfalls zu diesem Trend bei. Nach der Versorgungsunterbrechung erreichten die Preise am Donnerstag, dem 2. Januar, ihren Höchstwert.
Die CO2-Emissionszertifikate-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 blieben in der Woche vom 30. Dezember über 70 €/t und überschritten in den ersten beiden Januar-Sitzungen 75 €/t. Am Freitag, dem 3. Januar, verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Höchstpreis von 75,94 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 6,1 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit dem 4. Juni 2024. Am Montag, dem 6. Januar, fiel der Abrechnungspreis wieder auf 74,36 €/t.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse über die Aussichten der Energiemärkte in Europa, Energiespeicherung, Hybridisierung und PPA
Das 51. Webinar der monatlichen Webinarreihe von AleaSoft Energy Forecasting findet am Donnerstag, den 16. Januar, statt. In diesem Webinar werden zum fünften Mal seit Bestehen dieser Webinare Referenten von PwC Spanien auftreten. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte wird das Webinar die Aussichten für Energiespeicherung und Hybridisierung analysieren. Außerdem werden die Elektrifizierung der Industrie, der aktuelle Stand der Regulierung für PPA und erneuerbare Energien sowie virtuelle PPA und FPA behandelt.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
