{"id":154552,"date":"2025-02-17T14:58:52","date_gmt":"2025-02-17T13:58:52","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=154552"},"modified":"2025-02-19T06:08:26","modified_gmt":"2025-02-19T05:08:26","slug":"europaeische-strommaerkte-rise-ausnahme-mibel-wind","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/europaeische-strommaerkte-rise-ausnahme-mibel-wind\/","title":{"rendered":"Die europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte sind in der zweiten Februarwoche weiter gestiegen, mit Ausnahme des iberischen Marktes dank der Windenergie."},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 17. Februar 2025. In der zweiten Februarwoche stiegen die Preise auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten und lagen im Wochendurchschnitt \u00fcber 140 \u20ac\/MWh. Auf dem iberischen Markt beg\u00fcnstigten jedoch der Anstieg der Windenergieproduktion und der R\u00fcckgang der Stromnachfrage niedrigere Preise. Der franz\u00f6sische Markt brach erneut den Rekord der Photovoltaik-Energieproduktion f\u00fcr einen Februartag. Am Montag, dem 10. Februar, erreichten die TTF-Gasfutures mit \u00fcber 58 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wert seit Anfang Februar 2023.<\/strong><\/p>\n

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

In der Woche vom 10. Februar ging die photovoltaische<\/strong> Solarstromerzeugung<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Dieser Abw\u00e4rtstrend folgte auf zwei aufeinanderfolgende Wochen, in denen die w\u00f6chentliche Photovoltaik-Stromerzeugung gestiegen war. Der deutsche und der portugiesische Markt verzeichneten mit 38 % bzw. 17 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang der Produktion mit dieser Technologie im Vergleich zur ersten Februarwoche. Der spanische Markt verzeichnete mit 0,4 % den geringsten R\u00fcckgang.<\/p>\n

Der franz\u00f6sische Markt hat an einem Februartag einen historischen Rekord bei der photovoltaischen Solarstromerzeugung erreicht, obwohl die Wochenproduktion im Vergleich zur Vorwoche um 2,8 % gesunken ist. Am Samstag, den 15. Februar, erreichte die photovoltaische Solarstromerzeugung in Frankreich 79 GWh und \u00fcbertraf damit den bisherigen Rekord von 68 GWh, der am 3. Februar registriert wurde.<\/p>\n

In der Woche vom 17. Februar wird nach den Prognosen der Solarproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die PV-Produktion in Spanien, Deutschland und Italien steigen und damit den Abw\u00e4rtstrend der Vorwoche umkehren.<\/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>
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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 Woche vom 10. Februar ging die w\u00f6chentliche Windenergieproduktion<\/strong> in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten zur\u00fcck und setzte damit den Abw\u00e4rtstrend der Vorwoche fort. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 23 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, w\u00e4hrend die Windenergieerzeugung in Italien und Deutschland um 13 % bzw. 10 % zur\u00fcckging. Ausnahmen bildeten die M\u00e4rkte der iberischen Halbinsel, wo die Windenergieerzeugung in Portugal um 40 % und in Spanien um 12 % zunahm.<\/p>\n

In der Woche vom 17. Februar wird die Windenergieproduktion nach den Windprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> in Frankreich und Spanien zunehmen, w\u00e4hrend sie in Deutschland, Italien und Portugal zur\u00fcckgeht.<\/p>\n

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>\n

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\n

In der Woche vom 10. Februar zeigte die Entwicklung der Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/strong> im Wochenvergleich auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Elektrizit\u00e4tsm\u00e4rkten eine uneinheitliche Tendenz, im Gegensatz zu der in der Vorwoche beobachteten \u00fcberwiegend steigenden Tendenz. Gro\u00dfbritannien f\u00fchrte die Liste der M\u00e4rkte, auf denen die Nachfrage zunahm, mit einem Anstieg von 5,2 % an. Es folgte der niederl\u00e4ndische Markt, wo die Nachfrage um 2,9 % zunahm. Der belgische und der deutsche Markt verzeichneten einen Anstieg von 2,1 % bzw. 1,4 %. Auf diesen vier M\u00e4rkten stieg die Nachfrage in der zweiten Woche in Folge. Auf dem franz\u00f6sischen, dem spanischen, dem portugiesischen und dem italienischen Markt war die Nachfrage dagegen r\u00fcckl\u00e4ufig. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 5,5 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, gefolgt vom spanischen Markt, wo der R\u00fcckgang 3,9 % betrug. Auf dem portugiesischen und dem italienischen Markt sank die Nachfrage um 2,2 % bzw. 0,7 %. Im Falle Portugals setzte sich der Abw\u00e4rtstrend in der dritten Woche in Folge fort.<\/p>\n

Die Schwankungen der Nachfrage in der zweiten Februarwoche korrelieren mit den Ver\u00e4nderungen der Durchschnittstemperaturen<\/strong>. In L\u00e4ndern, in denen die Nachfrage stieg, sanken die Durchschnittstemperaturen zwischen 0,3 \u00b0C und 2,2 \u00b0C. In L\u00e4ndern mit sinkender Nachfrage stiegen die Durchschnittstemperaturen zwischen 0,9 \u00b0C und 2,8 \u00b0C.<\/p>\n

In der Woche vom 17. Februar wird die Nachfrage nach den Vorhersagen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten zur\u00fcckgehen, au\u00dfer in Portugal, wo sie steigen wird.<\/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 zweiten Februarwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. In den ersten Tagen der Woche setzten die Preise ihren Aufw\u00e4rtstrend fort, fielen jedoch am Wochenende, wodurch der Anstieg der Wochendurchschnitte begrenzt wurde. Eine Ausnahme bildeten der portugiesische und der spanische MIBEL-Markt<\/strong> mit R\u00fcckg\u00e4ngen von 4,7 % bzw. 4,8 %. Andererseits verzeichnete der franz\u00f6sische -Markt<\/strong> mit 1,9 % den geringsten Anstieg, w\u00e4hrend der Nord Pool-Markt<\/strong> der nordischen L\u00e4nder mit 72 % den gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisanstieg verzeichnete. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 3,6 % auf dem IPEX-Markt<\/strong> in Italien und 8,6 % auf dem -Markt in den Niederlanden.<\/p>\n

In der Woche vom 10. Februar lagen die Wochenmittelwerte auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 140 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische, der portugiesische und der spanische Markt, deren Durchschnittswerte bei 88,82 \u20ac\/MWh, 117,50 \u20ac\/MWh bzw. 117,64 \u20ac\/MWh lagen. Der italienische Markt erreichte mit 159,40 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt. Auf den \u00fcbrigen untersuchten M\u00e4rkten reichten die Preise von 140,73 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 149,72 \u20ac\/MWh auf dem belgischen Markt.<\/p>\n

Was die Tagespreise betrifft, so lagen sie in der zweiten Februarwoche auf den meisten untersuchten Stromm\u00e4rkten weiterhin \u00fcber 115 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische und der iberische Markt. Der nordische Markt erreichte am 11. Februar einen Preis von 50,69 \u20ac\/MWh, was der niedrigste Preis der Woche auf den untersuchten M\u00e4rkten war. Auf dem deutschen, dem italienischen und dem niederl\u00e4ndischen Markt hingegen lagen die Tagespreise in einigen Sitzungen der zweiten Februarwoche \u00fcber 170 \u20ac\/MWh. Der deutsche Markt verzeichnete den h\u00f6chsten Preis der Woche, 179,14 \u20ac\/MWh, am Freitag, dem 14. Februar. An diesem Tag erreichte der nordische Markt einen Preis von 142,00 \u20ac\/MWh, den h\u00f6chsten seit Dezember 2022.<\/p>\n

In der Woche vom 10. Februar f\u00fchrten der R\u00fcckgang der Solar- und Windenergieproduktion sowie der Anstieg der Nachfrage auf einigen M\u00e4rkten wie dem N2EX-Markt<\/strong> des Vereinigten K\u00f6nigreichs und den deutschen, belgischen und niederl\u00e4ndischen M\u00e4rkten zu h\u00f6heren europ\u00e4ischen Strommarktpreisen. Dar\u00fcber hinaus waren die Gaspreise in der zweiten Wochenh\u00e4lfte zwar niedriger, aber der w\u00f6chentliche Durchschnittspreis lag leicht \u00fcber dem der Vorwoche. Im Gegensatz dazu f\u00fchrten die geringere Nachfrage und die erh\u00f6hte Windenergieproduktion auf der iberischen Halbinsel zu niedrigeren Preisen auf dem MIBEL-Markt.
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AleaSoft - Solar Panels<\/a><\/div><\/p>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Februarwoche auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sinken werden, was auf den Anstieg der Solarenergieproduktion und den R\u00fcckgang der Nachfrage auf den meisten M\u00e4rkten zur\u00fcckzuf\u00fchren ist. Der Anstieg der Windenergieproduktion in Frankreich und Spanien wird ebenfalls zu diesen R\u00fcckg\u00e4ngen beitragen.<\/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

Die Brent-\u00d6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong> erreichten am Dienstag, 11. Februar, ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 77,00 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit Ende Januar. In den folgenden Sitzungen der zweiten Woche des Monats gingen die Abrechnungspreise jedoch zur\u00fcck. Am Freitag, dem 14. Februar, verzeichneten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 74,74 $\/bbl und lagen damit um 0,1 % \u00fcber dem des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

Die Besorgnis \u00fcber die Auswirkungen der US-Zollpolitik auf die weltweite \u00d6lnachfrage hielt auch in der zweiten Februarwoche an. Au\u00dferdem nahmen die US-\u00d6lreserven zu. Diese Faktoren \u00fcbten einen Abw\u00e4rtsdruck auf die Brent-\u00d6l-Terminpreise aus. Diese Preise wurden auch durch die Ank\u00fcndigung m\u00f6glicher Friedensverhandlungen f\u00fcr die Ukraine beeintr\u00e4chtigt, die zu einem erh\u00f6hten russischen \u00d6langebot f\u00fchren k\u00f6nnten.<\/p>\n

Die TTF-Gasfutures<\/strong> auf dem ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat setzten zu Beginn der Woche den Aufw\u00e4rtstrend der Vorwoche fort. Am Montag, dem 10. Februar, erreichten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 58,04 \u20ac\/MWh. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 7. Februar 2023. In den \u00fcbrigen Sitzungen der zweiten Februarwoche gingen die Preise zur\u00fcck. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Freitag, den 14. Februar, ihren w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 50,68 \u20ac\/MWh. Dieser Preis war 9,0 % niedriger als am Freitag zuvor.<\/p>\n

In der zweiten Februarwoche trugen h\u00f6here Temperaturen und ein Anstieg des Fl\u00fcssiggasangebots dazu bei, den R\u00fcckgang der europ\u00e4ischen Gasreserven zu verlangsamen. Der Vorschlag Deutschlands, Frankreichs und Italiens, den Bedarf an Gasspeichern f\u00fcr den n\u00e4chsten Winter zu verringern, \u00fcbte ebenfalls Abw\u00e4rtsdruck auf die TTF-Gas-Terminpreise aus. Dar\u00fcber hinaus w\u00fcrde ein m\u00f6gliches Ende des Krieges in der Ukraine eine Erh\u00f6hung der russischen Gaslieferungen beg\u00fcnstigen, so dass die Ank\u00fcndigung von Gespr\u00e4chen zwischen dem russischen und dem amerikanischen Pr\u00e4sidenten ebenfalls zum Preisr\u00fcckgang beitrug.<\/p>\n

Die Futures f\u00fcr CO2<\/sub>-Emissionsberechtigungen<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2025 erreichten am Montag, den 10. Februar, ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chstpreis von 82,94 \u20ac\/t. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis in der ersten Februarh\u00e4lfte. Danach gingen die Preise bis Donnerstag, den 13. Februar, zur\u00fcck. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Mindestabrechnungspreis von 78,05 \u20ac\/t. In der letzten Sitzung der Woche kam es zu einer leichten Erholung. Infolgedessen lag der Abrechnungspreis am Freitag, dem 14. Februar, bei 79,75 \u20ac\/t und damit immer noch 3,1 % niedriger als am Freitag zuvor.<\/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 Energiem\u00e4rkte und Batterien in Europa<\/h2>\n

Am Donnerstag, den 13. Februar, hielt AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> das 52. Webinar<\/a> seiner monatlichen Webinarreihe<\/a> ab. Bei dieser Gelegenheit war Tom\u00e1s Garc\u00eda, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory bei JLL<\/strong>, der Gastredner. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte wurden in dem Webinar auch die „vertraglich vereinbarten Einnahmen“ f\u00fcr BESS-Projekte<\/strong> \u00fcber den Kapazit\u00e4tsmarkt<\/strong> und Optimierungsvereinbarungen<\/strong> analysiert.<\/p>\n

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 17. Februar 2025. In der zweiten Februarwoche stiegen die Preise auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten und lagen im Wochendurchschnitt \u00fcber 140 \u20ac\/MWh. Auf dem iberischen Markt beg\u00fcnstigten jedoch der Anstieg der Windenergieproduktion und der R\u00fcckgang der Stromnachfrage niedrigere Preise. Der franz\u00f6sische Markt brach erneut den Rekord der Photovoltaik-Energieproduktion f\u00fcr einen Februartag. 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