AleaSoft Energy Forecasting, 27. Januar 2025. In der vierten Januarwoche sind die Preise an den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Trotz des Rückgangs lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten Märkten über 100 €/MWh, und viele erreichten den höchsten Tagespreis seit mindestens Anfang 2024. Die rückläufige Nachfrage aufgrund der weniger kalten Temperaturen sowie die höhere Windenergieproduktion begünstigten den Preisrückgang, obwohl die Gas- und CO2-Preise stiegen. Die CO2-Futures erreichten den höchsten Abrechnungspreis seit Ende 2023.
Solare Photovoltaik- und Windenergieproduktion
In der Woche vom 20. Januar stieg die photovoltaische Solarstromerzeugung auf dem italienischen Strommarkt im Vergleich zur Vorwoche um 6,2 % und setzte damit den Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort. Der deutsche, der französische, der spanische und der portugiesische Markt verzeichneten in dieser Woche einen Rückgang der Produktion mit dieser Technologie, nachdem sie in der Vorwoche gestiegen war. Der deutsche Markt verzeichnete mit 4,1 % den geringsten Rückgang, während der portugiesische Markt mit 63 % den größten Rückgang aufwies. Der französische und der spanische Markt verzeichneten Rückgänge von 36% bzw. 54%.
Die Prognosen der Solarproduktion von AleaSoft Energy Forecasting für die Woche vom 27. Januar zeigen einen Anstieg der Produktion auf dem spanischen, deutschen und italienischen Markt.
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 vierten Woche des Jahres 2025 stieg die Windenergieproduktion in den meisten großen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche an und erlebte damit eine Trendwende nach den Rückgängen der Vorwoche. Der französische Markt verzeichnete mit 235% den größten Anstieg, während der portugiesische Markt mit 48% den geringsten Zuwachs aufwies. Der spanische und der deutsche Markt verzeichneten einen Anstieg von 77 % bzw. 100 %. Der italienische Markt hingegen verzeichnete in der zweiten Woche in Folge Rückgänge, diesmal um 43 %.
In der letzten Januarwoche wird nach den Prognosen für die Windenergieerzeugung von AleaSoft Energy Forecasting die Erzeugung auf dem spanischen und dem italienischen Markt zunehmen, während der portugiesische, der französische und der deutsche Markt einen Rückgang der Windenergieerzeugung verzeichnen werden.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 20. Januar ging die Stromnachfrage auf den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der französische Markt verzeichnete mit 11 % den größten Rückgang, während der britische Markt mit 1,3 % den geringsten Rückgang verzeichnete. Der italienische, belgische, deutsche, spanische und niederländische Markt verzeichnete Rückgänge zwischen 1,5 % in Italien und 5,2 % in den Niederlanden. Eine Ausnahme bildete der portugiesische Markt mit einem Anstieg der Nachfrage um 0,4 % gegenüber der Woche vom 13. Januar.
Auf den meisten Märkten war ein Abwärtstrend bei der Entwicklung der Stromnachfrage zu beobachten, außer auf dem britischen und dem portugiesischen Markt. Der britische Markt setzte seinen Abwärtstrend in der zweiten Woche fort, während der portugiesische Markt seinen Aufwärtstrend in der vierten aufeinanderfolgenden Woche beibehielt.
In dieser Woche waren die Durchschnittstemperaturen in den meisten Märkten weniger kalt als in der Vorwoche. Der durchschnittliche Temperaturanstieg reichte von 1,5 °C in den Niederlanden bis 4,7 °C in Spanien. Dieser Anstieg der Durchschnittstemperaturen begünstigte eine geringere Nachfrage auf den meisten Märkten. Auf dem britischen Markt hingegen waren die Durchschnittstemperaturen kälter als in der Vorwoche, mit einem Rückgang von 1,0 °C im Vergleich zur Vorwoche.
Für die letzte Januarwoche erwarten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecastingein gemischtes Verhalten. In den Märkten Deutschlands, Großbritanniens, Spaniens und der Niederlande wird die Nachfrage steigen. Auf den Märkten Frankreichs, Portugals, Belgiens und Italiens hingegen wird die Nachfrage 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 vierten Januarwoche sind die Durchschnittspreise auf den meisten großen europäischen Strommärkten gesunken. Ausnahmen waren der IPEX-Markt in Italien, der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und der Nord-Pool-Markt in den nordischen Ländern mit einem Anstieg von 4,4 %, 26 % bzw. 164 %. Der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal verzeichnete mit 23 % den größten prozentualen Preisrückgang. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 8,1 % auf dem EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden und 18 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Frankreich.
In der Woche vom 20. Januar lagen die Wochendurchschnitte in fast allen analysierten europäischen Strommärkten über 100 €/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt, der mit 56,09 €/MWh den niedrigsten Durchschnitt verzeichnete. Der italienische und der britische Markt erreichten mit 153,97 €/MWh bzw. 166,96 €/MWh die höchsten Wochendurchschnitte. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 102,91 €/MWh auf dem portugiesischen Markt bis 134,98 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichten die meisten analysierten Strommärkte in der vierten Januarwoche am Montag, dem 20. Januar, ihre höchsten Preise und fielen in den folgenden Tagen der Woche. Ausnahmen bildeten die nordischen und britischen Märkte, die ihre höchsten Preise der Woche am 22. Januar verzeichneten. Am Montag, dem 20. Januar, lagen die Tagespreise auf dem deutschen, belgischen, britischen und niederländischen Markt über 200 €/MWh. An diesem Tag erreichten der italienische und der französische Markt mit 192,84 €/MWh bzw. 196,71 €/MWh ihre höchsten Tagespreise seit dem 25. Januar 2023. Der britische Markt hingegen erreichte am 22. Januar mit 309,01 €/MWh den höchsten Preis der Woche. Dies war auch der höchste Preis seit dem 17. Dezember 2022. Auf dem nordischen Markt wurde an diesem Tag mit 129,14 €/MWh der höchste Preis seit dem 6. Januar 2024 erreicht.
In der Woche vom 20. Januar führten trotz des Anstiegs der Preise für Gas und CO2-Emissionszertifikate der Nachfragerückgang und die Zunahme der Windenergieerzeugung zu einem Preisrückgang auf den meisten europäischen Strommärkten. Allerdings ging die Windenergieerzeugung in Italien zurück, was zum Preisanstieg auf diesem Markt beitrug.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecastingdeuten darauf hin, dass die Preise in der letzten Januarwoche auf den europäischen Strommärkten wieder sinken werden, was auf den Anstieg der Solarenergieproduktion und die Zunahme der Windenergieproduktion in Märkten wie Spanien und Italien zurückzuführen ist. Darüber hinaus wird die Nachfrage auf einigen Märkten zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
In der vierten Januarwoche setzten die Abrechnungspreise der Brent-Öl-Futures für den Front-Monat am ICE-Markt den Abwärtstrend fort, der am Donnerstag der Vorwoche begonnen hatte. Am Montag, dem 20. Januar, erreichten diese Futures ihren wöchentlichen Höchstpreis von 80,15 $/bbl. Nach dem Preisrückgang verzeichneten diese Futures am Donnerstag, dem 23. Januar, ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 78,29 $/bbl. Am Freitag, dem 24. Januar, kam es jedoch zu einer leichten Erholung und der Abrechnungspreis lag bei 78,50 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis immer noch um 2,8 % unter dem des vorherigen Freitags.
Das Waffenstillstandsabkommen zwischen Israel und der Hamas, das die Sorgen um die Versorgung mit Öl milderte, sowie die Aussicht auf eine höhere US-Produktion trugen zum Rückgang der Brent-Öl-Futures in der vierten Januarwoche bei.
Die Abrechnungspreise für TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat stiegen in den meisten Sitzungen der vierten Januarwoche. Am Montag, dem 20. Januar, verzeichneten sie ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 47,85 €/MWh. Am Dienstag, dem 21. Januar, verzeichneten sie einen Preisanstieg von 4,5 % im Vergleich zum Montag. An diesem Tag erreichten sie ihren wöchentlichen Abrechnungshöchstpreis von 50,03 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 3. Januar 2025. Am folgenden Tag, dem 22. Januar, sank der Abrechnungspreis um 2,6 % gegenüber dem Vortag, aber in den letzten Sitzungen der Woche stiegen die Preise wieder an. So lag der Abrechnungspreis am Freitag, dem 24. Januar, bei 49,70 €/MWh und damit 6,0 % höher als am Freitag zuvor.
Der Rückgang der europäischen Reserven sowie die Unterbrechung der russischen Gaslieferungen durch die Ukraine trieben die Preise in der vierten Januarwoche weiter in die Höhe. Die Umleitung einiger Flüssigerdgasladungen nach Europa begrenzte jedoch den Preisanstieg.
Die Abrechnungspreise für Futures auf CO2-Emissionszertifikate am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 stiegen in der vierten Januarwoche in fast allen Sitzungen, außer am 22. Januar. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Mindestabrechnungspreis von 78,94 €/t. Infolge des Aufwärtstrends verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 24. Januar, ihren wöchentlichen Höchstpreis von 81,67 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 3,0 % höher als am Freitag zuvor und war der höchste seit dem 30. Dezember 2023.
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 und die Energiespeicherung in Europa
Am Donnerstag, den 16. Januar, fand das 51. Webinar von AleaSoft Energy Forecasting statt. Zum fünften Mal in der monatlichen Webinar-Reihe traten Referenten von PwC Spanien auf. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte wurden in dem Webinar die Aussichten für Energiespeicherung und Hybridisierung, die Elektrifizierung der Industrie, der aktuelle Stand der Regulierung für PPA und erneuerbare Energien sowie virtuelle PPA und FPA (Flexibility Purchase Agreements) analysiert.
Am Donnerstag, den 13. Februar, wird AleaSoft Energy Forecasting sein 52. Webinar abhalten. An diesem Webinar wird Tomás García, Senior Director of Energy & Infrastructure Advisory bei JLL teilnehmen. Bei dieser Gelegenheit wird das Webinar die Entwicklung und die Aussichten der europäischen Energiemärkte sowie die „vertraglich vereinbarten Einnahmen“ für BESS-Projekte über den Kapazitätsmarkt und Optimierungsvereinbarungen analysieren.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
