{"id":163732,"date":"2026-01-12T17:01:11","date_gmt":"2026-01-12T16:01:11","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=163732"},"modified":"2026-01-15T05:03:32","modified_gmt":"2026-01-15T04:03:32","slug":"preise-europaische-markte-anstieg-2026-nachfrage-co2-rekorde-erneuerbare-energien","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/preise-europaische-markte-anstieg-2026-nachfrage-co2-rekorde-erneuerbare-energien\/","title":{"rendered":"Die Preise auf den europ\u00e4ischen M\u00e4rkten steigen 2026 aufgrund der Nachfrage und des CO2<\/sub> weiter an, w\u00e4hrend Spanien und Italien Rekorde bei den erneuerbaren Energien brechen."},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 12. Januar 2026. In der zweiten Januarwoche stiegen die Preise auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten gegen\u00fcber der Vorwoche, angetrieben durch das Nachfragewachstum, den Anstieg der CO2<\/sub>-Preise, deren Futures den h\u00f6chsten Schlusskurs seit mindestens Dezember 2023 erreichten, und die geringere Produktion erneuerbarer Energien in einigen M\u00e4rkten. Der iberische Markt verzeichnete hingegen dank der gestiegenen Windkraftproduktion, die einen historischen Tagesrekord erreichte, und der Solarenergieproduktion fast die ganze Woche \u00fcber die niedrigsten Preise. Auch in Italien wurden historische Rekorde bei der Wind- und Photovoltaikproduktion f\u00fcr einen Tag im Januar verzeichnet.<\/strong><\/p>\n

Photovoltaik- und Windenergieerzeugung<\/h2>\n

In der Woche vom 5. Januar stieg die Photovoltaik-Produktion <\/strong>auf den M\u00e4rkten der Iberischen Halbinsel im Vergleich zur Vorwoche. Der spanische Markt verzeichnete mit 39 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg, w\u00e4hrend der portugiesische Markt einen Anstieg von 16 % verzeichnete. Dagegen verzeichneten der italienische, deutsche und franz\u00f6sische Markt R\u00fcckg\u00e4nge bei der Stromerzeugung mit dieser Technologie. Italien und Frankreich verzeichneten nach zwei Wochen mit Zuw\u00e4chsen R\u00fcckg\u00e4nge von 8,8 % bzw. 26 %. Deutschland verzeichnete mit einem R\u00fcckgang von 23 % die zweite Woche in Folge mit R\u00fcckg\u00e4ngen.<\/p>\n

Im Laufe der Woche erreichten die M\u00e4rkte in Portugal, Italien und Spanien historische Rekorde bei der Photovoltaik-Produktion f\u00fcr einen Tag im Januar. Am 5. Januar erzielte der portugiesische Markt mit einer Erzeugung von 16 GWh seine zweitgr\u00f6\u00dfte Photovoltaikproduktion an einem Tag im Januar. Der italienische Markt erreichte seinerseits am Sonntag, dem 11. Januar, mit einer Produktion von 63 GWh seinen historischen H\u00f6chststand f\u00fcr einen Tag im Januar. Am selben Tag verzeichnete der spanische Markt mit 115 GWh die dritth\u00f6chste Photovoltaik-Produktion seiner Geschichte an einem Januartag, nach den Werten vom 18. und 31. Januar 2025 mit 115 GWh bzw. 122 GWh.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche vom 12. Januar wird laut den Prognosen zur Solarstromproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Produktion auf dem deutschen, spanischen und italienischen Markt im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcckgehen.<\/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 zweiten Januarwoche stieg die Windenergieproduktion<\/strong> in den meisten wichtigen M\u00e4rkten Europas gegen\u00fcber der Vorwoche. Der spanische Markt verzeichnete mit einer um 119 % h\u00f6heren Erzeugung als in der Vorwoche den gr\u00f6\u00dften Anstieg. Es folgte der franz\u00f6sische Markt, wo die Produktion mit dieser Technologie um 87 % stieg. Der portugiesische und der italienische Markt verzeichneten zum zweiten bzw. vierten Mal in Folge einen Anstieg von 21 % bzw. 24 %. Der deutsche Markt bildete eine Ausnahme, da die Windenergieproduktion nach zwei Wochen mit positivem Trend um 35 % zur\u00fcckging.<\/p>\n

Dar\u00fcber hinaus brachen die spanischen und italienischen M\u00e4rkte historische Rekorde bei der Windenergieproduktion. In Spanien wurde dieser Meilenstein am Freitag, dem 9. Januar, erreicht, als die Windenergieproduktion 453 GWh erreichte. Einen Tag sp\u00e4ter, am 10. Januar, verzeichnete die Windenergieproduktion in Italien 188 GWh. Der franz\u00f6sische Markt erreichte seinerseits ebenfalls am 9. Januar mit einer Erzeugung von 429 GWh die zweith\u00f6chste Windenergieproduktion in der Geschichte f\u00fcr einen Tag im Januar, nach der am 28. Januar 2025 verzeichneten Produktion von 437 GWh.<\/p>\n

F\u00fcr die zweite Januarwoche wird laut den Prognosen zur Windenergieproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Produktion mit dieser Technologie auf dem deutschen Markt steigen. Auf den M\u00e4rkten in Italien, Spanien, Portugal und Frankreich wird jedoch ein R\u00fcckgang erwartet, was eine Trendwende gegen\u00fcber der Vorwoche bedeutet.
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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 ersten Januarwoche stieg die Stromnachfrage<\/strong> in den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete mit 19 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg. In den M\u00e4rkten Spaniens, Deutschlands, Belgiens, Gro\u00dfbritanniens und Portugals lagen die Zuw\u00e4chse zwischen 11 % in Spanien und 17 % in Portugal. Die meisten dieser M\u00e4rkte setzten ihren Aufw\u00e4rtstrend in der zweiten Woche in Folge fort, w\u00e4hrend die M\u00e4rkte auf der Iberischen Halbinsel nach zwei Wochen mit R\u00fcckg\u00e4ngen eine Trendwende verzeichneten. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete mit 8,2 % den geringsten Anstieg und damit die vierte Woche in Folge mit Zuw\u00e4chsen.<\/p>\n

Im Laufe der Woche sanken die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten der analysierten M\u00e4rkte. Die R\u00fcckg\u00e4nge lagen zwischen 0,2 \u00b0C in Gro\u00dfbritannien und 1,8 \u00b0C in Deutschland, was in den meisten M\u00e4rkten zu einem Anstieg der Stromnachfrage f\u00fchrte. In Frankreich hingegen lagen die Durchschnittstemperaturen um 0,5 \u00b0C \u00fcber denen der Vorwoche.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche vom 12. Januar wird laut den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> der Aufw\u00e4rtstrend der Nachfrage auf den M\u00e4rkten in Deutschland, Spanien und Italien anhalten. Im Gegensatz dazu werden die M\u00e4rkte in Frankreich, Portugal, Gro\u00dfbritannien und Belgien einen R\u00fcckgang der Nachfrage verzeichnen.<\/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 Woche des Jahres 2026 lagen die Preise auf den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten<\/strong> \u00fcber denen der Vorwoche, insbesondere in den ersten vier Tagen der Woche. Infolgedessen stiegen die w\u00f6chentlichen Durchschnittspreise auf den meisten M\u00e4rkten gegen\u00fcber der Vorwoche. Eine Ausnahme bildete der MIBEL-Markt<\/strong> in Spanien und Portugal mit einem R\u00fcckgang von 11 %. Der Nord Pool-Markt<\/strong> in den nordischen L\u00e4ndern verzeichnete mit 63 % den h\u00f6chsten prozentualen Preisanstieg. In den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 11 % auf dem IPEX-Markt <\/strong>in Italien und 52 % auf dem EPEX\u00a0SPOT-Markt<\/strong> in Deutschland.<\/p>\n

In der Woche vom 5. Januar lagen die Wochenmittelwerte in den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 100 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten der spanische und der portugiesische Markt mit Durchschnittswerten von 78,47 \u20ac\/MWh bzw. 78,56 \u20ac\/MWh. Der italienische Markt verzeichnete mit 119,39 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt. In den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten lagen die Preise zwischen 101,14 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt und 112,48 \u20ac\/MWh auf dem deutschen Markt.<\/p>\n

Der iberische Markt MIBEL verzeichnete fast die ganze Woche \u00fcber die niedrigsten Tagespreise unter den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten. Am Freitag, dem 9. Januar, erreichte der spanische Markt mit 53,40 \u20ac\/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt unter den analysierten M\u00e4rkten. An diesem Tag verzeichnete der portugiesische Markt mit 53,43 \u20ac\/MWh den zweitniedrigsten Tagespreis der Woche. Die Tagespreise der \u00fcbrigen analysierten M\u00e4rkte blieben in der zweiten Januarwoche \u00fcber 70 \u20ac\/MWh.<\/p>\n

Andererseits verzeichneten alle von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkte in der zweiten Januarwoche Tagespreise von \u00fcber 100 \u20ac\/MWh. Der italienische Markt verzeichnete w\u00e4hrend der gesamten Woche Tagespreise von \u00fcber 105 \u20ac\/MWh. Der deutsche Markt erreichte jedoch mit 154,12 \u20ac\/MWh am Donnerstag, dem 8. Januar, den h\u00f6chsten Tagesdurchschnitt der Woche unter den analysierten M\u00e4rkten. An diesem Tag verzeichneten auch die belgischen, britischen, italienischen und niederl\u00e4ndischen M\u00e4rkte ihre h\u00f6chsten Tagespreise der Woche von \u00fcber 125 \u20ac\/MWh. Auf dem britischen N2EX-Markt <\/strong>lag der Preis bei 139,74 \u20ac\/MWh und erreichte damit den h\u00f6chsten Stand seit dem 18. Februar 2025. Die franz\u00f6sischen und nordischen M\u00e4rkte hingegen verzeichneten ihre h\u00f6chsten Tagespreise der Woche am Montag, dem 5. Januar. An diesem Tag erreichte der franz\u00f6sische Markt mit 128,21 \u20ac\/MWh seinen h\u00f6chsten Preis seit dem 19. Februar 2025.<\/p>\n

In der Woche vom 5. Januar f\u00fchrten der Anstieg der Preise f\u00fcr CO2<\/sub>-Emissionsrechte sowie die steigende Nachfrage zu einem Preisanstieg auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Dar\u00fcber hinaus trugen der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion in Deutschland sowie der R\u00fcckgang der Solarenergieproduktion auf dem deutschen, franz\u00f6sischen und italienischen Markt zum Preisanstieg auf diesen M\u00e4rkten bei. Dagegen f\u00fchrte der Anstieg der Wind- und Solarstromproduktion auf der Iberischen Halbinsel zu einem Preisr\u00fcckgang auf dem spanischen und portugiesischen Markt.<\/p>\n

AleaSoft - Paneles solares<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Januarwoche auf den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sinken werden, beeinflusst durch den Anstieg der Windenergieproduktion in Deutschland und den R\u00fcckgang der Nachfrage auf einigen M\u00e4rkten. Der R\u00fcckgang der Solarstromproduktion in Spanien und Italien sowie der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel und in Italien werden jedoch zu einem Preisanstieg auf dem spanischen, italienischen und portugiesischen Markt f\u00fchren.<\/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 Schlusskurse der Brent-Roh\u00f6l-Futures f\u00fcr den Front-Month auf dem ICE-Markt blieben fast die gesamte zweite Januarwoche \u00fcber bei \u00fcber 60 $\/bbl, mit Ausnahme des 7. Januar. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Schlusskurs der Woche mit 59,96 $\/bbl. In den letzten Handelssitzungen der Woche stiegen die Preise hingegen wieder an. Am Freitag, dem 9. Januar, erreichten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenendstand von 63,34 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 4,3 % \u00fcber dem des Vorwochenendes und war der h\u00f6chste seit dem 6. Dezember 2025.<\/p>\n

Geopolitische Spannungen wirkten sich in der zweiten Januarwoche preistreibend auf die Brent-\u00d6l-Futures aus. Die Unsicherheit in Venezuela, die Ank\u00fcndigung neuer US-Sanktionen gegen L\u00e4nder, die russisches \u00d6l kaufen, sowie die M\u00f6glichkeit, dass die Instabilit\u00e4t im Iran die \u00d6lversorgung aus diesem Land beeintr\u00e4chtigen k\u00f6nnte, trugen dazu bei, dass die Preise fast die ganze Woche \u00fcber 60 $\/bbl lagen. Die Ank\u00fcndigung, dass Venezuela zwischen 30 und 50 Millionen Barrel \u00d6l an die Vereinigten Staaten liefern w\u00fcrde, trug jedoch am 7. Januar zu einem Preisr\u00fcckgang bei.<\/p>\n

Was die Schlusskurse der TTF-Gas-Futures<\/strong> auf dem ICE-Markt f\u00fcr den Front-Month betrifft, so begannen sie die zweite Januarwoche mit einem R\u00fcckgang von 5,5 % gegen\u00fcber der letzten Sitzung der Vorwoche. So verzeichneten diese Futures am Montag, dem 5. Januar, ihren w\u00f6chentlichen Schlusskurs von 27,40 \u20ac\/MWh. Anschlie\u00dfend stiegen die Preise bis zum 7. Januar. An diesem Tag erreichten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenendstand von 28,78 \u20ac\/MWh. In den letzten beiden Handelssitzungen der Woche lagen die Schlusskurse hingegen unter 28,25 \u20ac\/MWh. Am Freitag, dem 9. Januar, lag der Schlusskurs bei 28,13 \u20ac\/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 3,0 % unter dem des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

Die Besorgnis \u00fcber die Auswirkungen der zunehmenden geopolitischen Spannungen auf die Versorgung mit Fl\u00fcssigerdgas sowie \u00fcber den Stand der europ\u00e4ischen Reserven, der derzeit unter 55 % liegt, wirkte sich in der zweiten Januarwoche preistreibend auf die TTF-Gas-Futures aus. Die Prognosen f\u00fcr mildere Temperaturen in den kommenden Tagen trugen jedoch dazu bei, dass die Preise unter 29 \u20ac\/MWh blieben.<\/p>\n

Was die Futures auf CO2<\/sub>-Emissionsrechte<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2026 betrifft, so verzeichneten sie am Montag, dem 5. Januar, ihren w\u00f6chentlichen Tiefststand von 87,25 \u20ac\/t. Im Laufe der Woche stiegen die Preise wieder an. Infolgedessen erreichten diese Futures am Freitag, dem 9. Januar, ihren h\u00f6chsten Wochenendstand von 89,56 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 1,4 % \u00fcber dem des Vorwochenendes und war der h\u00f6chste seit mindestens dem 29. 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

Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, die Speicherung und die Nachfrage<\/h2>\n

Am kommenden Donnerstag, dem 15. Januar, veranstaltet AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die 62. Ausgabe<\/a> seiner monatlichen Webinar-Reihe<\/a> \u00fcber die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte. An dieser Ausgabe nehmen zum sechsten Mal in Folge Referenten von PwC<\/strong> Spain<\/strong> teil. Das Webinar befasst sich mit den Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte<\/strong>, der Energiespeicherung<\/strong> und der Hybridisierung<\/strong>. Dar\u00fcber hinaus werden weitere Themen wie das Wachstum der Stromnachfrage<\/strong> durch Rechenzentren<\/strong> und die Elektrifizierung der Industrie<\/strong>, den aktuellen Stand der Regulierung im Bereich PPA<\/strong> und erneuerbare Energien<\/strong> sowie die Entwicklung von virtuellen PPAs<\/strong> und FPAs<\/strong> (Flexibility Purchase Agreements).<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 12. Januar 2026. In der zweiten Januarwoche stiegen die Preise auf den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten gegen\u00fcber der Vorwoche, angetrieben durch das Nachfragewachstum, den Anstieg der CO2-Preise, deren Futures den h\u00f6chsten Schlusskurs seit mindestens Dezember 2023 erreichten, und die geringere Produktion erneuerbarer Energien in einigen M\u00e4rkten. 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