{"id":153942,"date":"2025-01-27T15:23:32","date_gmt":"2025-01-27T14:23:32","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=153942"},"modified":"2025-01-29T16:49:03","modified_gmt":"2025-01-29T15:49:03","slug":"wind-temperaturen-niedrigere-preise-strom-maerkte-europaische-markte","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/wind-temperaturen-niedrigere-preise-strom-maerkte-europaische-markte\/","title":{"rendered":"K\u00fchlere Temperaturen und mehr Windkraft senken die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, aber immer noch \u00fcber 100 \u20ac\/MWh"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 27. Januar 2025. In der vierten Januarwoche sind die Preise an den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Trotz des R\u00fcckgangs lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten M\u00e4rkten \u00fcber 100 \u20ac\/MWh, und viele erreichten den h\u00f6chsten Tagespreis seit mindestens Anfang 2024. Die r\u00fcckl\u00e4ufige Nachfrage aufgrund der weniger kalten Temperaturen sowie die h\u00f6here Windenergieproduktion beg\u00fcnstigten den Preisr\u00fcckgang, obwohl die Gas- und CO2<\/sub>-Preise stiegen. Die CO2<\/sub>-Futures erreichten den h\u00f6chsten Abrechnungspreis seit Ende 2023.<\/strong><\/p>\n

Solare Photovoltaik- und Windenergieproduktion<\/h2>\n

In der Woche vom 20. Januar stieg die photovoltaische Solarstromerzeugung<\/strong> auf dem italienischen Strommarkt im Vergleich zur Vorwoche um 6,2 % und setzte damit den Aufw\u00e4rtstrend in der zweiten Woche in Folge fort. Der deutsche, der franz\u00f6sische, der spanische und der portugiesische Markt verzeichneten in dieser Woche einen R\u00fcckgang der Produktion mit dieser Technologie, nachdem sie in der Vorwoche gestiegen war. Der deutsche Markt verzeichnete mit 4,1 % den geringsten R\u00fcckgang, w\u00e4hrend der portugiesische Markt mit 63 % den gr\u00f6\u00dften R\u00fcckgang aufwies. Der franz\u00f6sische und der spanische Markt verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge von 36% bzw. 54%.<\/p>\n

Die Prognosen der Solarproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> f\u00fcr die Woche vom 27. Januar zeigen einen Anstieg der Produktion auf dem spanischen, deutschen und italienischen Markt.<\/p>\n

AleaSoft - Photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div>
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

In der vierten Woche des Jahres 2025 stieg die Windenergieproduktion<\/strong> in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche an und erlebte damit eine Trendwende nach den R\u00fcckg\u00e4ngen der Vorwoche. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 235% den gr\u00f6\u00dften Anstieg, w\u00e4hrend 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 R\u00fcckg\u00e4nge, diesmal um 43 %.<\/p>\n

In der letzten Januarwoche wird nach den Prognosen f\u00fcr die Windenergieerzeugung<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Erzeugung auf dem spanischen und dem italienischen Markt zunehmen, w\u00e4hrend der portugiesische, der franz\u00f6sische und der deutsche Markt einen R\u00fcckgang der Windenergieerzeugung verzeichnen werden.

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

Stromnachfrage<\/strong><\/h2>\n

In der Woche vom 20. Januar ging die Stromnachfrage<\/strong> auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 11 % den gr\u00f6\u00dften R\u00fcckgang, w\u00e4hrend der britische Markt mit 1,3 % den geringsten R\u00fcckgang verzeichnete. Der italienische, belgische, deutsche, spanische und niederl\u00e4ndische Markt verzeichnete R\u00fcckg\u00e4nge 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 % gegen\u00fcber der Woche vom 13. Januar.<\/p>\n

Auf den meisten M\u00e4rkten war ein Abw\u00e4rtstrend bei der Entwicklung der Stromnachfrage zu beobachten, au\u00dfer auf dem britischen und dem portugiesischen Markt. Der britische Markt setzte seinen Abw\u00e4rtstrend in der zweiten Woche fort, w\u00e4hrend der portugiesische Markt seinen Aufw\u00e4rtstrend in der vierten aufeinanderfolgenden Woche beibehielt.<\/p>\n

In dieser Woche waren die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten M\u00e4rkten weniger kalt als in der Vorwoche. Der durchschnittliche Temperaturanstieg reichte von 1,5 \u00b0C in den Niederlanden bis 4,7 \u00b0C in Spanien. Dieser Anstieg der Durchschnittstemperaturen beg\u00fcnstigte eine geringere Nachfrage auf den meisten M\u00e4rkten. Auf dem britischen Markt hingegen waren die Durchschnittstemperaturen k\u00e4lter als in der Vorwoche, mit einem R\u00fcckgang von 1,0 \u00b0C im Vergleich zur Vorwoche.<\/p>\n

F\u00fcr die letzte Januarwoche erwarten die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>ein gemischtes Verhalten. In den M\u00e4rkten Deutschlands, Gro\u00dfbritanniens, Spaniens und der Niederlande wird die Nachfrage steigen. Auf den M\u00e4rkten Frankreichs, Portugals, Belgiens und Italiens hingegen wird die Nachfrage zur\u00fcckgehen.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div>\n

Europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte<\/h2>\n

In der vierten Januarwoche sind die Durchschnittspreise auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten gesunken. Ausnahmen waren der IPEX-Markt<\/strong> in Italien, der N2EX-Markt<\/strong> im Vereinigten K\u00f6nigreich und der Nord-Pool-Markt<\/strong> in den nordischen L\u00e4ndern mit einem Anstieg von 4,4 %, 26 % bzw. 164 %. Der MIBEL-Markt<\/strong> in Spanien und Portugal verzeichnete mit 23 % den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisr\u00fcckgang. Auf den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten fielen die Preise zwischen 8,1 % auf dem -Markt<\/strong> in den Niederlanden und 18 % auf dem -Markt in Frankreich.<\/p>\n

In der Woche vom 20. Januar lagen die Wochendurchschnitte in fast allen analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 100 \u20ac\/MWh. Die Ausnahme bildete der nordische Markt, der mit 56,09 \u20ac\/MWh den niedrigsten Durchschnitt verzeichnete. Der italienische und der britische Markt erreichten mit 153,97 \u20ac\/MWh bzw. 166,96 \u20ac\/MWh die h\u00f6chsten Wochendurchschnitte. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 102,91 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen Markt bis 134,98 \u20ac\/MWh auf dem deutschen Markt.<\/p>\n

Was die Tagespreise betrifft, so erreichten die meisten analysierten Stromm\u00e4rkte in der vierten Januarwoche am Montag, dem 20. Januar, ihre h\u00f6chsten Preise und fielen in den folgenden Tagen der Woche. Ausnahmen bildeten die nordischen und britischen M\u00e4rkte, die ihre h\u00f6chsten Preise der Woche am 22. Januar verzeichneten. Am Montag, dem 20. Januar, lagen die Tagespreise auf dem deutschen, belgischen, britischen und niederl\u00e4ndischen Markt \u00fcber 200 \u20ac\/MWh. An diesem Tag erreichten der italienische und der franz\u00f6sische Markt mit 192,84 \u20ac\/MWh bzw. 196,71 \u20ac\/MWh ihre h\u00f6chsten Tagespreise seit dem 25. Januar 2023. Der britische Markt hingegen erreichte am 22. Januar mit 309,01 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Preis der Woche. Dies war auch der h\u00f6chste Preis seit dem 17. Dezember 2022. Auf dem nordischen Markt wurde an diesem Tag mit 129,14 \u20ac\/MWh der h\u00f6chste Preis seit dem 6. Januar 2024 erreicht.<\/p>\n

In der Woche vom 20. Januar f\u00fchrten trotz des Anstiegs der Preise f\u00fcr Gas und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate der Nachfrager\u00fcckgang und die Zunahme der Windenergieerzeugung zu einem Preisr\u00fcckgang auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Allerdings ging die Windenergieerzeugung in Italien zur\u00fcck, was zum Preisanstieg auf diesem Markt beitrug.<\/p>\n

AleaSoft - Solar Wind Farm<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>deuten darauf hin, dass die Preise in der letzten Januarwoche auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten wieder sinken werden, was auf den Anstieg der Solarenergieproduktion und die Zunahme der Windenergieproduktion in M\u00e4rkten wie Spanien und Italien zur\u00fcckzuf\u00fchren ist. Dar\u00fcber hinaus wird die Nachfrage auf einigen M\u00e4rkten zur\u00fcckgehen.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, , Nord Pool und GME.<\/span><\/div>\n

Brent, Kraftstoffe und CO2<\/sub><\/h2>\n

In der vierten Januarwoche setzten die Abrechnungspreise der Brent-\u00d6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Front-Monat am ICE-Markt<\/strong> den Abw\u00e4rtstrend fort, der am Donnerstag der Vorwoche begonnen hatte. Am Montag, dem 20. Januar, erreichten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 80,15 $\/bbl. Nach dem Preisr\u00fcckgang verzeichneten diese Futures am Donnerstag, dem 23. Januar, ihren w\u00f6chentlichen 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<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis immer noch um 2,8 % unter dem des vorherigen Freitags.<\/p>\n

Das Waffenstillstandsabkommen zwischen Israel und der Hamas, das die Sorgen um die Versorgung mit \u00d6l milderte, sowie die Aussicht auf eine h\u00f6here US-Produktion trugen zum R\u00fcckgang der Brent-\u00d6l-Futures in der vierten Januarwoche bei.<\/p>\n

Die Abrechnungspreise f\u00fcr TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat stiegen in den meisten Sitzungen der vierten Januarwoche. Am Montag, dem 20. Januar, verzeichneten sie ihren w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 47,85 \u20ac\/MWh. Am Dienstag, dem 21. Januar, verzeichneten sie einen Preisanstieg von 4,5 % im Vergleich zum Montag. An diesem Tag erreichten sie ihren w\u00f6chentlichen Abrechnungsh\u00f6chstpreis von 50,03 \u20ac\/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 3. Januar 2025. Am folgenden Tag, dem 22. Januar, sank der Abrechnungspreis um 2,6 % gegen\u00fcber 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 \u20ac\/MWh und damit 6,0 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

Der R\u00fcckgang der europ\u00e4ischen Reserven sowie die Unterbrechung der russischen Gaslieferungen durch die Ukraine trieben die Preise in der vierten Januarwoche weiter in die H\u00f6he. Die Umleitung einiger Fl\u00fcssigerdgasladungen nach Europa begrenzte jedoch den Preisanstieg.<\/p>\n

Die Abrechnungspreise f\u00fcr Futures auf CO2<\/sub>-Emissionszertifikate <\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2025 stiegen in der vierten Januarwoche in fast allen Sitzungen, au\u00dfer am 22. Januar. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 78,94 \u20ac\/t. Infolge des Aufw\u00e4rtstrends verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 24. Januar, ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 81,67 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 3,0 % h\u00f6her als am Freitag zuvor und war der h\u00f6chste seit dem 30. Dezember 2023.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.<\/span><\/div>\n

AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse \u00fcber die Aussichten f\u00fcr die Energiem\u00e4rkte und die Energiespeicherung in Europa<\/h2>\n

Am Donnerstag, den 16. Januar, fand das 51. Webinar<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> statt. Zum f\u00fcnften Mal in der monatlichen Webinar-Reihe<\/a> traten Referenten von PwC Spanien<\/strong> auf. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte wurden in dem Webinar die Aussichten f\u00fcr Energiespeicherung<\/strong> und Hybridisierung<\/strong>, die Elektrifizierung<\/strong> der Industrie, der aktuelle Stand der Regulierung f\u00fcr PPA<\/strong> und erneuerbare Energien<\/strong> sowie virtuelle PPA und FPA<\/strong> (Flexibility Purchase Agreements) analysiert.<\/p>\n

Am Donnerstag, den 13. Februar, wird AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> sein 52. Webinar<\/a> abhalten. An diesem Webinar wird Tom\u00e1s Garc\u00eda, Senior Director of Energy & Infrastructure Advisory bei JLL<\/strong> teilnehmen. Bei dieser Gelegenheit wird das Webinar die Entwicklung und die Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte sowie die „vertraglich vereinbarten Einnahmen“ f\u00fcr BESS-Projekte<\/strong> \u00fcber den Kapazit\u00e4tsmarkt<\/strong> und Optimierungsvereinbarungen<\/strong> analysieren.<\/p>\n

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n\n\n

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AleaSoft Energy Forecasting, 27. Januar 2025. In der vierten Januarwoche sind die Preise an den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Trotz des R\u00fcckgangs lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten M\u00e4rkten \u00fcber 100 \u20ac\/MWh, und viele erreichten den h\u00f6chsten Tagespreis seit mindestens Anfang 2024. 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