{"id":163960,"date":"2026-01-26T17:44:00","date_gmt":"2026-01-26T16:44:00","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=163960"},"modified":"2026-01-28T18:41:34","modified_gmt":"2026-01-28T17:41:34","slug":"gas-preise-europaischen-strommarkten-hohe-windenergie-reduziert-iberia","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/gas-preise-europaischen-strommarkten-hohe-windenergie-reduziert-iberia\/","title":{"rendered":"Gas trieb die Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in der vierten Januarwoche in die H\u00f6he, w\u00e4hrend Windenergie sie auf der Iberischen Halbinsel senkte."},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting,26. Januar 2026. In der vierten Januarwoche stiegen die Preise auf den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten gegen\u00fcber der Vorwoche, wobei die Tageswerte in den meisten Sitzungen \u00fcber 100 \u20ac\/MWh lagen. Der Anstieg der Gaspreise, deren Futures 40 \u20ac\/MWh \u00fcberstiegen, ein seit Juni 2025 nicht mehr gesehenes Niveau, zusammen mit einer geringeren Windkraftproduktion und einer h\u00f6heren Nachfrage in einigen M\u00e4rkten, trieb diesen Anstieg voran. Demgegen\u00fcber dr\u00fcckte die gestiegene Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel die Preise nach unten und f\u00fchrte zum niedrigsten Tagespreis seit Mai 2025 auf dem MIBEL-Markt.<\/strong><\/p>\n

Photovoltaik- und Windenergieerzeugung<\/h2>\n

In der vierten Januarwoche stieg die Photovoltaik-Produktion <\/strong>auf den M\u00e4rkten in Deutschland und Frankreich gegen\u00fcber der Vorwoche an. Der deutsche Markt verzeichnete nach einer Woche mit steigenden Zahlen den gr\u00f6\u00dften Anstieg von 73 %, w\u00e4hrend der franz\u00f6sische Markt einen Anstieg von 12 % verzeichnete. Dagegen verzeichneten die M\u00e4rkte der Iberischen Halbinsel und der italienische Markt R\u00fcckg\u00e4nge bei der Stromerzeugung mit dieser Technologie. Spanien und Portugal verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge von 3,2 % bzw. 4,5 %, w\u00e4hrend Italien einen R\u00fcckgang von 16 % verzeichnete.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche vom 26. Januar wird laut den Prognosen zur Solarstromproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Produktion auf dem italienischen Markt im Vergleich zur Vorwoche steigen. Auf dem spanischen und deutschen Markt hingegen wird die Solarstromerzeugung 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, 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><\/p>\n

In der Woche vom 19. Januar stieg die Windenergieproduktion<\/strong> in den meisten wichtigen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten gegen\u00fcber der Vorwoche. Der spanische Markt verzeichnete nach einer Woche mit R\u00fcckg\u00e4ngen den gr\u00f6\u00dften Anstieg von 120 %. An zweiter Stelle folgte der portugiesische Markt mit einem Anstieg der Produktion um 75 %. Der italienische und der franz\u00f6sische Markt verzeichneten Zuw\u00e4chse von 65 % bzw. 5,9 %. Der deutsche Markt hingegen verzeichnete einen R\u00fcckgang um 9,1 % und setzte damit den Abw\u00e4rtstrend zum dritten Mal in Folge fort.<\/p>\n

F\u00fcr die letzte Januarwoche wird laut den Prognosen zur Windenergieproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Produktion mit dieser Technologie in den M\u00e4rkten Spaniens, Deutschlands und Italiens steigen. In den M\u00e4rkten Frankreichs und Portugals wird jedoch ein R\u00fcckgang erwartet.<\/p>\n

AleaSoft - 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

Strombedarf<\/h2>\n

In der Woche vom 19. Januar stieg die Stromnachfrage<\/strong> in den meisten wichtigen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 4,8 % den gr\u00f6\u00dften Anstieg, gefolgt vom deutschen Markt mit 4,3 %. Der spanische Markt verzeichnete mit 0,1 % den geringsten Anstieg, w\u00e4hrend der franz\u00f6sische Markt um 3,2 % und der italienische Markt um 1,2 % zulegten. Der deutsche und der italienische Markt verzeichneten die vierte Woche in Folge ein Wachstum, w\u00e4hrend die M\u00e4rkte der Iberischen Halbinsel die dritte Woche in Folge Zuw\u00e4chse verzeichneten.<\/p>\n

Auf der anderen Seite verzeichneten die M\u00e4rkte in Gro\u00dfbritannien und Belgien einen R\u00fcckgang der Nachfrage gegen\u00fcber der Vorwoche. Der belgische Markt wies mit 0,2 % den geringsten R\u00fcckgang auf, w\u00e4hrend der britische Markt mit 4,2 % den st\u00e4rksten R\u00fcckgang verzeichnete.<\/p>\n

Im Laufe der Woche verzeichnete der portugiesische Markt aufgrund der niedrigen Temperaturen mehrere Nachfragerekorde, wobei der h\u00f6chste Wert am 23. Januar mit einem historischen Spitzenverbrauch von 198 GWh erreicht wurde.<\/p>\n

In der vierten Januarwoche sanken die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten untersuchten M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Deutschland verzeichnete mit 4,8 \u00b0C den st\u00e4rksten R\u00fcckgang. In Spanien und Italien lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittstemperaturen auf dem Niveau der Vorwoche, w\u00e4hrend sie in Gro\u00dfbritannien um 1,4 \u00b0C niedriger waren als in der Vorwoche.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche vom 26. Januar wird laut den Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Nachfrage in den M\u00e4rkten Gro\u00dfbritanniens, Frankreichs, Portugals, Belgiens und Italiens steigen. Dagegen werden die M\u00e4rkte Deutschlands und Spaniens 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, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div>\n

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

In der Woche vom 19. Januar stiegen die Preise auf den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten <\/strong>im Vergleich zur Vorwoche, insbesondere in den ersten Tagen der Woche. Der Nord Pool-Markt der nordischen L\u00e4nder verzeichnete mit 28 % den h\u00f6chsten prozentualen Anstieg, w\u00e4hrend der N2EX-Markt im Vereinigten K\u00f6nigreich mit 2,2 % den geringsten Anstieg verzeichnete. Auf den EPEX-SPOT-M\u00e4rkten in Belgien, den Niederlanden und Deutschland lagen die Steigerungen zwischen 6,2 % auf dem belgischen Markt und 12 % auf dem deutschen Markt. Ausnahmen bildeten der EPEX\u00a0SPOT-Markt<\/strong> in Frankreich und der MIBEL-Markt<\/strong> in Spanien und Portugal mit R\u00fcckg\u00e4ngen von 0,5 %, 42 % bzw. 43 %.<\/p>\n

W\u00e4hrend dieses Zeitraums lagen die w\u00f6chentlichen Durchschnittswerte in den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 100 \u20ac\/MWh. Eine Ausnahme bildete der iberische Markt mit Durchschnittswerten von 63,44 \u20ac\/MWh in Portugal und 63,58 \u20ac\/MWh in Spanien. Der italienische Markt verzeichnete mit 147,72 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt. In den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten lagen die Preise zwischen 102,75 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt und 121,80 \u20ac\/MWh auf dem deutschen Markt.<\/p>\n

Was die t\u00e4gliche Entwicklung betrifft, so erreichte der iberische Markt am Sonntag, dem 25. Januar, mit 11,25 \u20ac\/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der Woche unter den analysierten M\u00e4rkten. Dies war au\u00dferdem der niedrigste Tagespreis seit dem 25. Mai 2025 auf diesem Markt. Mit Ausnahme der M\u00e4rkte in Frankreich, Spanien und Portugal verzeichneten alle anderen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkte in fast allen Sitzungen der vierten Januarwoche Tagespreise von \u00fcber 100 \u20ac\/MWh. Der italienische Markt erreichte am Donnerstag, dem 22. Januar, mit 159,29 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Tagesdurchschnitt der Woche unter den analysierten M\u00e4rkten.<\/p>\n

In der Woche vom 19. Januar trug der deutliche Anstieg der Windenergieproduktion in Spanien und Portugal zum Preisr\u00fcckgang auf dem iberischen Markt bei. Der Anstieg der Gaspreise sowie der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion und die in einigen F\u00e4llen gestiegene Nachfrage trugen jedoch in den meisten analysierten M\u00e4rkten zu Preisanstiegen bei.<\/p>\n

AleaSoft - e\u00f3lica<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der letzten Januarwoche auf den M\u00e4rkten in Deutschland, auf der Iberischen Halbinsel und in Italien sinken werden, beeinflusst durch den Anstieg der Windenergieproduktion sowie den R\u00fcckgang der Nachfrage auf diesen M\u00e4rkten. Im Gegensatz dazu werden Preisanstiege auf den M\u00e4rkten in Frankreich, Belgien und den Niederlanden erwartet.<\/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 lagen in der Woche vom 19. Januar auf einem \u00e4hnlichen Niveau wie in der Vorwoche. Die Woche begann mit einem Schlusskurs von 63,94 $\/bbl, was auch den Wochentiefststand darstellte und 0,3 % unter dem Kurs vom Freitag der Vorwoche lag. In den folgenden zwei Tagen stiegen die Preise auf 65,24 $\/bbl. Am Donnerstag lag der Schlusskurs dann bei 64,06 $\/bbl und damit 1,8 % unter dem Vortag. Am Freitag, dem 23. Januar, erreichte der Markt sein Wochenhoch, als Brent bei 65,88 $\/bbl schloss, was einem Anstieg von 2,7 % gegen\u00fcber dem Schlusskurs vom Freitag der Vorwoche entspricht.<\/p>\n

W\u00e4hrend der Woche beeinflussten die geopolitischen Spannungen im Nahen Osten, insbesondere die Lage im Iran, weiterhin die Entwicklung der Brent-\u00d6l-Futures-Preise und sorgten f\u00fcr eine moderate Risikopr\u00e4mie auf dem Markt. Obwohl es zu keinen tats\u00e4chlichen Versorgungsunterbrechungen kam, sorgten die anhaltenden Sanktionen und milit\u00e4rischen Aktivit\u00e4ten in der Region f\u00fcr anhaltende Vorsicht unter den H\u00e4ndlern. Die Signale einer Deeskalation in der Rede des US-Pr\u00e4sidenten sowie das Ausbleiben neuer signifikanter Spannungen begrenzten jedoch die Preisanstiege. Ebenso trugen die Lagerbestandsdaten und die Erwartungen hinsichtlich des globalen Angebots dazu bei, dass die Preise auf einem \u00e4hnlichen Niveau wie in der Vorwoche blieben, ohne dass sich ein klarer Trend abzeichnete.<\/p>\n

Die Schlusskurse der TTF-Gas-Futures<\/strong> auf dem ICE-Markt f\u00fcr den Front-Month lagen in der vorletzten Januarwoche \u00fcber denen der Vorwoche. Am Montag, dem 19. Januar, lag der Schlusskurs bei 35,40 \u20ac\/MWh und damit 4,0 % unter dem Wert vom Freitag zuvor, was den Tiefststand der Woche markierte. Im Laufe der Woche tendierten die Preise mit moderaten Schwankungen weiter nach oben. Der Wochenh\u00f6chststand wurde am Freitag, dem 23. Januar, erreicht, als der Schlusskurs bei 40,04 \u20ac\/MWh lag, was einem Anstieg von 8,6 % gegen\u00fcber dem Schlusskurs vom Freitag zuvor entspricht. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten ist dies der h\u00f6chste Wert seit dem 24. Juni 2025.<\/p>\n

Die Prognosen f\u00fcr niedrigere Temperaturen in Europa gegen Ende Januar und die relativ geringen Gasreserven von rund 45 % \u00fcbten in dieser Woche weiterhin Aufw\u00e4rtsdruck auf die TTF-Gas-Futures-Preise aus. Dar\u00fcber hinaus verst\u00e4rkten Bedenken hinsichtlich der Verf\u00fcgbarkeit von Lieferungen sowie geopolitische Unsicherheiten und Erwartungen einer h\u00f6heren globalen Nachfrage den Aufw\u00e4rtstrend. Insgesamt trugen diese Faktoren dazu bei, dass die Preise \u00fcber dem Niveau der Vorwoche blieben und im Laufe der Woche einen allgemeinen Aufw\u00e4rtstrend verzeichneten.<\/p>\n

Was die Futures auf CO\u2082-Emissionsrechte<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt Dezember 2026 betrifft, so verzeichneten sie am Montag, dem 19. Januar, einen Schlusskurs von 88,16 \u20ac \u20ac\/t, was einem R\u00fcckgang von 4,2 % gegen\u00fcber dem Schlusskurs vom Freitag der Vorwoche entspricht. Das Wochentief wurde am Dienstag, dem 20. Januar, erreicht, als der Schlusskurs auf 84,94 \u20ac\/t fiel, was einem R\u00fcckgang von 3,7 % gegen\u00fcber dem Vortag entspricht. Anschlie\u00dfend erholten sich die Preise wieder und der Wochenh\u00f6chststand wurde am Donnerstag, dem 22. Januar, mit einem Schlusskurs von 88,48 \u20ac\/t erreicht, obwohl dieser Wert um 3,9 % unter dem Schlusskurs vom Freitag der Vorwoche lag. Am Freitag, dem 23. Januar, fiel der Schlusskurs leicht um 0,1 % auf 88,41 \u20ac\/t.<\/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 Energiem\u00e4rkte in Europa und die Speicherung<\/h2>\n

Am Donnerstag, dem 12. Februar, veranstaltet AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> das 63. Webinar<\/a> seiner monatlichen Webinar-Reihe<\/a>. An diesem Webinar nimmt zum f\u00fcnften Mal Tom\u00e1s Garc\u00eda, Senior Director, Energy & Infrastructure Advisory bei JLL<\/strong>, teil. Neben der Analyse der Entwicklung und der Aussichten der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte wird das Webinar auch die Marktsignale f\u00fcr die Speicherung<\/strong> in Batterien behandeln und dabei auf die Erkenntnisse aus den j\u00fcngsten Transaktionen von BESS<\/strong>-Projekten und die wichtigsten Faktoren f\u00fcr die Bewertung von Stand-alone<\/strong>-Batterieprojekten eingehen.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting,26. Januar 2026. In der vierten Januarwoche stiegen die Preise auf den meisten wichtigen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten gegen\u00fcber der Vorwoche, wobei die Tageswerte in den meisten Sitzungen \u00fcber 100 \u20ac\/MWh lagen. 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