{"id":155731,"date":"2025-04-01T18:22:20","date_gmt":"2025-04-01T16:22:20","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=155731"},"modified":"2025-05-07T16:58:51","modified_gmt":"2025-05-07T14:58:51","slug":"gas-co2-demand-preise-europaische-maerkte-q1-hochstwerte-2-jahre","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/gas-co2-demand-preise-europaische-maerkte-q1-hochstwerte-2-jahre\/","title":{"rendered":"
Analyse des ersten Quartals
2025<\/div>
Gas,CO2<\/sub> und Nachfrage treiben die europ\u00e4ischen Strommarktpreise im ersten Quartal auf Zweijahreshochs"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 1. April 2025. Im ersten Quartal 2025 stiegen die Preise in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Auf mehreren M\u00e4rkten war der viertelj\u00e4hrliche Durchschnittspreis der h\u00f6chste seit dem zweiten Quartal 2023. Einer der Hauptgr\u00fcnde f\u00fcr diesen Anstieg war der Anstieg der Gaspreise, deren Quartalsdurchschnitt ebenfalls der h\u00f6chste seit diesem Zeitpunkt war. Steigende CO2<\/sub>-Preise und die Stromnachfrage trugen ebenfalls zur Preisentwicklung bei. Die Photovoltaik verzeichnete im ersten Quartal auf den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten eine Rekorderzeugung, w\u00e4hrend die Windenergieerzeugung im Vergleich zum Vorjahr zur\u00fcckging.<\/strong><\/p>\n

Solare Photovoltaik und Windenergieerzeugung<\/h2>\n

Im ersten Quartal 2025 stieg die photovoltaische Solarstromerzeugung<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zum Vorjahr an, wobei die Steigerungsraten von 13% in Spanien bis 33% in Deutschland und Frankreich reichten. Dieses Wachstum erm\u00f6glichte es all diesen M\u00e4rkten, ein Rekordniveau der photovoltaischen Energieerzeugung f\u00fcr ein erstes Quartal zu erreichen: Deutschland mit 11 238 GWh, Spanien mit 8322 GWh, Italien mit 5276 GWh, Frankreich mit 5092 GWh und Portugal mit 1011 GWh.<\/p>\n

Au\u00dferdem \u00fcbertraf die photovoltaische Solarstromproduktion in den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten die des Vorquartals, wobei die Steigerungen von 15 % in Spanien und Portugal bis zu 81 % in Deutschland reichten.<\/p>\n

In den ersten drei Monaten des Jahres 2025 wurden auf dem spanischen Festland 1077 Megawatt (MW) an neuer photovoltaischer Solarenergiekapazit\u00e4t hinzugef\u00fcgt. In Portugal stieg die installierte Leistung dieser Technologie bis Februar um 112 MW im Vergleich zum Dezember 2024.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly solar photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n
AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n

Die Windenergieproduktion<\/strong> ist im ersten Quartal 2025 in den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zum Vorjahr zur\u00fcckgegangen, wobei die R\u00fcckg\u00e4nge von 2,6 % auf dem portugiesischen Markt bis zu 29 % auf dem deutschen Markt reichen.<\/p>\n

Vergleicht man jedoch die Produktion im ersten Quartal 2025 mit der Produktion im vierten Quartal 2024, so verzeichneten die meisten der von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkte einen Anstieg. Den gr\u00f6\u00dften Anstieg verzeichnete der spanische Markt mit 16 %, den geringsten Portugal mit 2,9 %. In Deutschland hingegen ging die Windenergieproduktion im Vergleich zum Vorquartal um 13 % zur\u00fcck.<\/p>\n

Zwischen Januar und M\u00e4rz 2025 wurden auf dem spanischen Festland 111 MW an Windenergie installiert. In Portugal hingegen blieb die installierte Leistung dieser Technologie bis Ende Februar gegen\u00fcber Dezember 2024 unver\u00e4ndert.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n

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

Im ersten Quartal 2025 stieg die Stromnachfrage<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zum Vorjahreszeitraum. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 5,6% den gr\u00f6\u00dften Zuwachs, gefolgt vom portugiesischen und britischen Markt, die jeweils einen Anstieg von 3,7% und 3,5% verzeichneten. Die Nachfrage auf dem spanischen Markt stieg um 1,1% und auf dem deutschen Markt um 2,5%. Der belgische und der italienische Markt verzeichneten mit 0,4 % bzw. 0,5 % das geringste Wachstum.<\/p>\n

Im Vergleich zum vierten Quartal 2024 stieg die Nachfrage im ersten Quartal 2025 in allen untersuchten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 14% den gr\u00f6\u00dften Anstieg. Es folgte der iberische Markt mit einem Anstieg von 8,2% in Portugal und 7,1% in Spanien. Der italienische, der deutsche, der belgische und der britische Markt verzeichneten Zuw\u00e4chse zwischen 4,0% in Italien und 5,9% in Gro\u00dfbritannien.<\/p>\n

Im ersten Quartal 2025 verzeichnete Portugal mit 14 TWh die bisher h\u00f6chste viertelj\u00e4hrliche Stromnachfrage und stellte damit einen Rekord auf. Unterdessen erreichten Gro\u00dfbritannien, Deutschland und Frankreich mit 66 TWh, 124 TWh bzw. 130 TWh ihre h\u00f6chsten Werte seit dem ersten Quartal 2022.<\/p>\n

Die Entwicklung der Durchschnittstemperaturen<\/strong> im Jahresvergleich zeigt einen Abw\u00e4rtstrend, wenn man die ersten Quartale der Jahre 2025 und 2024 vergleicht. Die Durchschnittstemperaturen gingen in allen analysierten M\u00e4rkten zur\u00fcck, wobei die R\u00fcckg\u00e4nge zwischen 0,5 \u00b0C in Italien und 2,0 \u00b0C in Belgien und Deutschland lagen.<\/p>\n

Im Vergleich zum vierten Quartal 2024 sanken die Durchschnittstemperaturen im ersten Quartal 2025 in allen untersuchten M\u00e4rkten. Diese R\u00fcckg\u00e4nge reichten von 2,8 \u00b0C in Italien bis 3,4 \u00b0C in Spanien.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity demand Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div>\n

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

Im ersten Quartal 2025 lag der viertelj\u00e4hrliche Durchschnittspreis auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 85 \u20ac\/MWh. Eine Ausnahme bildete der Nord-Pool-Markt<\/strong> in den nordischen L\u00e4ndern, wo der Durchschnittspreis 45,50 \u20ac\/MWh betrug. Der N2EX-Markt<\/strong> im Vereinigten K\u00f6nigreich und der IPEX-Markt<\/strong> in Italien verzeichneten mit 125,50 \u20ac\/MWh bzw. 137,57 \u20ac\/MWh die h\u00f6chsten Quartalspreise. Auf den anderen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten reichten die Durchschnittspreise von 85,12 \u20ac\/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt<\/strong> bis 111,94 \u20ac\/MWh auf dem deutschen -Markt<\/strong>.<\/p>\n

Im Vergleich zum Vorquartal stiegen die Preise im ersten Quartal 2025 auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, die von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysiert wurden. Ausnahmen bildeten der spanische und der portugiesische Markt, wo die Preise im Quartalsdurchschnitt um jeweils 10 % sanken. Dagegen verzeichnete der nordische Markt mit 47 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg. Die anderen M\u00e4rkte verzeichneten Steigerungen zwischen 7,8 % auf dem niederl\u00e4ndischen und 15 % auf dem britischen und franz\u00f6sischen Markt.<\/p>\n

Vergleicht man die Durchschnittspreise im ersten Quartal 2025 mit denen des gleichen Quartals 2024, so sind die Preise in den meisten untersuchten M\u00e4rkten ebenfalls gestiegen. Eine Ausnahme bildete hier der nordische Markt mit einem R\u00fcckgang von 22 %. Dagegen verzeichneten der spanische und der portugiesische Markt mit 90 % bzw. 91 % die gr\u00f6\u00dften Zuw\u00e4chse. Auf den anderen M\u00e4rkten reichten die Zuw\u00e4chse von 50 % auf dem italienischen Markt bis zu 67 % auf dem britischen Markt.<\/p>\n

Infolge dieser Preiserh\u00f6hungen war der Durchschnitt f\u00fcr das erste Quartal 2025 der h\u00f6chste seit dem zweiten Quartal 2023 auf dem deutschen, belgischen, britischen, franz\u00f6sischen, italienischen und niederl\u00e4ndischen Markt. Auf dem nordischen Markt war der Durchschnitt f\u00fcr das erste Quartal 2025 der h\u00f6chste seit dem zweiten Quartal 2024.<\/p>\n

Im ersten Quartal 2025 f\u00fchrten die h\u00f6heren Preise f\u00fcr Gas und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate sowie die gestiegene Nachfrage in fast allen M\u00e4rkten zu h\u00f6heren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zum Vorquartal. Auf dem deutschen Markt ist zudem die Windenergieerzeugung zur\u00fcckgegangen.<\/p>\n

Im Vergleich zum ersten Quartal 2024 stiegen auch die Preise f\u00fcr Gas und CO2<\/sub>-Emissionszertifikate. Dar\u00fcber hinaus stieg die Stromnachfrage in fast allen M\u00e4rkten und die Windenergieproduktion ging zur\u00fcck. Infolge dieser Faktoren kam es auf den meisten M\u00e4rkten zu einem Preisanstieg von mehr als 50 % im Vergleich zum Vorjahr.<\/p>\n

AleaSoft - Monthly electricity market prices Europe<\/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> verzeichneten im ersten Quartal 2025 einen viertelj\u00e4hrlichen Durchschnittspreis von 74,98 $\/bbl. Dieser Wert lag um 1,3 % \u00fcber dem Frontmonats-Futures-Preis des Vorquartals von 74,01 $\/bbl. Er lag jedoch um 8,3 % unter dem Durchschnittspreis f\u00fcr die im ersten Quartal 2024 gehandelten Front-Month-Futures von 81,76 $\/bbl.<\/p>\n

Bedenken \u00fcber die Entwicklung der weltweiten \u00d6lnachfrage, die durch die US-Zollpolitik ausgel\u00f6st wurden, f\u00fchrten im ersten Quartal 2025 zu einem R\u00fcckgang der Brent-\u00d6l-Futures-Preise im Vergleich zum Vorjahr. Die nachlassende Instabilit\u00e4t im Nahen Osten w\u00e4hrend des j\u00fcngsten Waffenstillstands im Konflikt zwischen Israel und Hamas sowie die M\u00f6glichkeit eines Friedensabkommens f\u00fcr die Ukraine wirkten sich ebenfalls preismindernd aus. Auch die Aussicht auf eine h\u00f6here Produktion in L\u00e4ndern wie den Vereinigten Staaten und dem Irak sowie die f\u00fcr die kommenden Quartale geplanten Produktionssteigerungen der OPEC+ wirkten sich preismindernd aus. Sanktionen gegen Exporte aus dem Iran und Venezuela sowie die Ankurbelung der chinesischen Wirtschaft trugen jedoch dazu bei, den R\u00fcckgang der Preise zu begrenzen, die im Durchschnitt leicht \u00fcber dem Niveau des Vorquartals lagen.<\/p>\n

Was die TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat betrifft, so wurde im ersten Quartal 2025 f\u00fcr diese Futures ein Durchschnittswert von 46,77 \u20ac\/MWh registriert. Verglichen mit dem Durchschnittspreis der im vorangegangenen Quartal gehandelten Front-Month-Futures von 43,34 \u20ac\/MWh stieg der Durchschnittswert um 7,9 %. Im Vergleich zu den Front-Month-Futures, die im gleichen Quartal 2024 gehandelt wurden, als der Durchschnittspreis 27,56 \u20ac\/MWh betrug, gab es einen Anstieg von 70 %. Infolge dieser Steigerungen war der Durchschnittspreis im ersten Quartal 2025 der h\u00f6chste seit dem zweiten Quartal 2023.<\/p>\n

Im ersten Quartal 2025 f\u00fchrten die niedrigen Temperaturen und das Ende der russischen Gaslieferungen \u00fcber die Ukraine zu h\u00f6heren Preisen. Die Besorgnis \u00fcber niedrige europ\u00e4ische Reserven trug ebenfalls zum Anstieg der TTF-Gas-Terminpreise bei. Die Gespr\u00e4che \u00fcber die Beendigung des Krieges in der Ukraine wirkten sich jedoch preisd\u00e4mpfend aus, da die M\u00f6glichkeit besteht, dass das Ende des Krieges zu einem Anstieg der russischen Gaslieferungen f\u00fchren k\u00f6nnte. Zum Ende des Quartals trugen auch die milderen Temperaturen dazu bei, den Anstieg des viertelj\u00e4hrlichen Durchschnittspreises zu begrenzen.<\/p>\n

Die CO2<\/sub>-Emissionszertifikate-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2025 erreichten im ersten Quartal 2025 einen Durchschnittspreis von 75,17 \u20ac\/t und lagen damit 10 % \u00fcber dem Durchschnitt des Vorquartals, der 68,10 \u20ac\/t betrug. Verglichen mit dem Durchschnitt des gleichen Quartals 2024, der 63,90 \u20ac\/t betrug, lag der Durchschnitt des ersten Quartals 2025 um 18 % h\u00f6her.<\/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 zur Energiespeicherung<\/h2>\n

Die Abteilung AleaStorage<\/strong> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> bietet Prognoseberichte f\u00fcr die Optimierung und das Management von Energiespeichersystemen<\/strong>. Die Dienstleistungen von AleaStorage<\/strong><\/a> umfassen die Berechnung von Ertr\u00e4gen und Rentabilit\u00e4t f\u00fcr Systeme mit Energiespeicherung sowie die optimale Dimensionierung von Batterien f\u00fcr Hybridsysteme mit erneuerbaren Energien. Diese Dienstleistungen sind f\u00fcr eigenst\u00e4ndige Batterieprojekte<\/strong>, hybride Systeme aus erneuerbaren Technologien<\/strong>, wie Wind-<\/strong> und Solarenergie<\/strong>, mit Batterien, hybride Eigenverbrauchssysteme<\/strong> mit Batterien und andere hybride Systeme, wie Hydraulik<\/strong>, reversible Pumpen<\/strong> und Kraft-W\u00e4rme-Kopplung<\/strong> verf\u00fcgbar.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 1. April 2025. Im ersten Quartal 2025 stiegen die Preise in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Auf mehreren M\u00e4rkten war der viertelj\u00e4hrliche Durchschnittspreis der h\u00f6chste seit dem zweiten Quartal 2023. Einer der Hauptgr\u00fcnde f\u00fcr diesen Anstieg war der Anstieg der Gaspreise, deren Quartalsdurchschnitt ebenfalls der h\u00f6chste seit diesem Zeitpunkt war. 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