Die strom- und kohlenstoffintensiven Sektoren, die unter das EU-Emissionshandelssystem fallen, werden sich auch in diesem Jahr wahrscheinlich weiterhin schwer tun. Das Wachstum bei neuen Technologien wie Elektrofahrzeugen und grünem Wasserstoff wird nur langsam voranschreiten, sodass eine seitwärts gerichtete Stromnachfrage zu erwarten ist. Da der Nettozufluss an Kapazitäten für erneuerbare Energien jedoch stabil bleibt, steuert das Jahr 2025 auf ein weiteres Jahr mit sinkenden Emissionen zu.
Die Entwicklung der Gaspreise auf dem Terminmarkt sowie die Einbeziehung der Emissionen aus dem Seeverkehr in das Handelssystem könnten sich beide als geringfügig nachteilig erweisen. Wie im letzten Jahr wird auch für 2025 davon ausgegangen, dass die Summe der Zertifikate aus der kostenlosen Zuteilung an die Industrie und aus Auktionen die zulässigen Emissionen übersteigen wird. Der CO2-Markt wird dies allmählich absorbieren und die Preise werden zum Jahresende hin gegenüber den jüngsten Niveaus leicht sinken.
Gas-Risikoprämie gesunken
Nach dem Waffenstillstandsabkommen zwischen dem Iran und Israel sank die Risikoprämie auf dem Gasmarkt sofort um 5 Euro. Die Gaspreise in den Niederlanden (TTF) liegen aktuell bei etwa 36 Euro/MWh. Das Risiko auf dem Gasmarkt ist jedoch nicht völlig verschwunden. Der Markt wird sich jedoch zunehmend wieder auf die Fundamentaldaten konzentrieren, wobei das LNG-Angebot wohl der wichtigste Faktor sein wird. Die LNG-Lieferungen nach Europa waren in diesem Jahr stark und dieser Trend dürfte sich fortsetzen, da neue Lieferungen, hauptsächlich von Exportterminals in den USA, in Betrieb genommen werden. Es ist jedoch zu erwarten, dass die Konkurrenz aus Asien zunehmen wird – insbesondere, wenn die Preise weiter sinken. Dies dürfte das Abwärtspotenzial in Zukunft begrenzen.
Während Europa auf einen weiteren von Hitze geprägten Sommer zusteuert, rücken Wettermuster und Wasserverfügbarkeit erneut in den Fokus. Die Bodenfeuchtigkeit in Teilen Mitteleuropas hat sich erholt, doch auf der Iberischen Halbinsel und in Südosteuropa nimmt sie weiter ab. In den Alpen ist der meiste Schnee geschmolzen und die Pegelstände der Flüsse im Rhein bleiben stabil. Die Wettervorhersagen für den Sommer deuten darauf hin, dass die Temperaturen vor allem im Juli und August in weiten Teilen Europas deutlich über der Norm liegen werden, sodass mit Hitzewellen zu rechnen ist. Die Niederschläge werden in Mittel- und Südosteuropa voraussichtlich unter der Norm liegen.
Hydrologisch gesehen ist Zentralwesteuropa derzeit von niedrigen Schnee- und Grundwasserständen sowie einer weiterhin unterdurchschnittlichen Wasserproduktion betroffen. In Südosteuropa ist es heiß und trocken und die Wasserstände in den Reservoirs sinken. Die Iberische Halbinsel bleibt mit ihren hohen Wasserständen nach einem nassen Jahr stabil, auch wenn sich die Produktion in letzter Zeit wieder normalisiert hat. Norditalien weist leicht unterdurchschnittliche Trends auf. Diese Muster werden die regionale Energiebilanz im Sommer und bis in den Herbst hinein prägen.
Flussbasiert: Wie die Märkte schwanken können
Frank Boerman von TenneT zeigte auf, wie sich die Netzbeschränkungen auf dem strömungsbasierten Markt im Laufe der Zeit erheblich verschieben können. Boerman verglich das erste Quartal 2025 mit dem ersten Quartal 2024: Eine wichtige Erkenntnis war, dass RTE (der französische ÜNB) verstärkt in der Liste der aktiven Einschränkungen vertreten ist. Dies ist auf höhere prognostizierte Stromflüsse von außerhalb der Kernkapazitätsberechnungsregion zurückzuführen. Diese Stromflüsse, die wahrscheinlich auf stärkere West-Ost-Exporte nach Italien und in die Schweiz zurückzuführen sind, stimmen mit neu überwachten Netzelementen in der Nähe dieser Grenzen überein. Obwohl es sich hierbei um legitime Prozessschritte handelt, zeigt diese Entwicklung, welche Auswirkungen südeuropäische Stromflüsse auf die Kernregion haben können. Der bevorstehende Zusammenschluss von Core und Italy North CCR zum neuen Central CCR wird die Integration und das Management dieser Ströme verbessern. Weitere Einzelheiten teilt Frank in diesem Blogbeitrag mit.
Stromflüsse in Kontinentaleuropa
In der ersten Hälfte des Jahres 2025 kam es in Kontinentaleuropa zu Verschiebungen bei den kommerziellen Stromflüssen im Vergleich zum gleichen Zeitraum des Jahres 2024: Italien verzeichnete höhere Importe aus Frankreich, während die Zuflüsse aus der Schweiz, Österreich und Griechenland zurückgingen. Im Juni 2025 waren die Handelsströme zwischen Frankreich und Italien höher als im Juli 2024, ähnlich wie im letzten Jahr sind jedoch an den Frühlings- und Sommerwochenenden weiterhin geringere Importe an der französisch-italienischen Grenze zu verzeichnen.
In Mittel- und Südosteuropa wurden ebenfalls bemerkenswerte Veränderungen beobachtet. So wurden im Juni 2025 an der deutsch-polnischen und der polnisch-slowakischen Grenze höhere MaxBex-Werte gemessen als im Juni 2024, während die ukrainischen Importe zurückgingen. Zudem aktivierte MAVIR individuelle Validierungsmaßnahmen und die Engpässe an den österreichischen Grenzen nahmen zu.
Deutscher Strommarkt
Die Entwicklungen auf dem deutschen Strommarkt werden nach wie vor von Rohstoffen wie Gas, Kohle und Öl beeinflusst. Ein starker Anstieg der Kosten für die thermische Stromerzeugung stützte den Terminmarkt im zweiten Quartal. Die geopolitischen Spannungen im Nahen Osten und in der Ukraine sorgen für Unsicherheit und Volatilität.
Grundsätzlich bleibt die Stromnachfrage in Deutschland hinter dem Wert des letzten Jahres und dem langfristigen historischen Durchschnitt zurück. Hinter-dem-Zähler-Solaranlagen reduzieren die Netzabnahme, und die industrielle Stromnachfrage ist deutlich zurückgegangen. Während die Windenergie einige Anzeichen einer Erholung von den unterdurchschnittlichen Niveaus zeigte, erreichte die SPV fast jede Woche neue Rekordwerte. Folglich nehmen die negativen Preise und die Stunden mit negativer Restnachfrage zu. Die französische Kernenergieerzeugung zeigt eine starke Modulation und korreliert mit den Spotpreisen. Heißes Wetter kann ein Aufwärtsrisiko darstellen, wenn die Verfügbarkeit der Kernenergie begrenzt ist.
Strompreisszenarien spielen eine wichtige Rolle bei der Einschätzung dessen, was in einer volatilen Zukunft passieren könnte. Nachfrage-, Wetter- oder Rohstoffszenarien sind hilfreiche Instrumente, um eine Reihe möglicher Preisprognosen zu erstellen und eine bessere Einschätzung der Risiken zu ermöglichen. Die Preisprognose für das nächste Jahr, die auf Volues Mittelfristmodell basiert, folgte den Marktpreisen mit einem gewissen Abschlag. Die wichtigsten Bereiche, die in diesem Sommer im Auge behalten werden müssen, sind die Nachfrageentwicklung, die Rohstoffmärkte und die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien.
Brauchen wir in den nordischen Ländern wirklich mehr Energie?
Angesichts der jüngsten Trends unter den Menschen auf der Straße, unter den Politikern sowie verschiedener Regierungsentscheidungen spüren wir einen geringeren Ehrgeiz, die Klimaziele zu erreichen. Das bremst auch die Elektrifizierung und den erwarteten Anstieg des Verbrauchs. Wenn wir uns in den nächsten Jahren nicht stärker für die Klimaziele engagieren, könnte es zu einer Verschiebung des Verbrauchsanstiegs kommen. Die Energiebilanz in den nordischen Ländern bliebe dann gesund und die Preise wären moderat – auch wenn wir den Großteil der Investitionen in Solar-, Wind- und Kernkraftanlagen streichen würden.
Wir stehen vor dem Dilemma, dass eine Verschiebung der Elektrifizierung die Preise senkt und das Mantra, wonach wir viele neue Investitionen in erneuerbare Energien bräuchten, hinfällig wird. Die Klimaziele werden jedoch nicht erreicht.
Langfristige Grenzkosten und Einspeisepreise
Die Preisaussichten für Strom verschlechtern sich, da sich das Verbrauchs- und das Produktionswachstum verlangsamen und weniger Projekte in Betrieb genommen werden. Infolgedessen sinken die Preise für Wind- und Solarenergie erheblich. In vielen Regionen liegen die erwarteten Erfassungspreise nun unter unseren Schätzungen der langfristigen Grenzkosten (LRMC). Das macht es für neue Projekte zunehmend schwieriger, endgültige Investitionsentscheidungen zu treffen. Ohne stärkere staatliche Unterstützung oder risikomindernde Maßnahmen wie zinsgünstige Darlehen schaffen es Projekte möglicherweise nicht einmal auf den Diskussionstisch. Es gibt jedoch auch einen Silberstreif am Horizont: Niedrigere Preise könnten die Nachfrage anregen, das Energiegleichgewicht verschieben und Raum für mehr kohlenstofffreie Energiequellen schaffen. Warten wir ab, wie der Markt darauf reagiert.
Mittelfristiger Ausblick
Im Vergleich zu den Marktpreisen für die südlichen Gebotszonen in Norwegen und Schweden ist unsere Q3-Prognose für die nordischen Länder negativ und für die nördlichen Gebotszonen in Q4 und 2026 leicht positiv. Die Erfahrungen mit der strömungsbasierten Marktkopplung zeigen starke Nord-Süd-Ströme in Norwegen und Schweden sowie Ost-West-Ströme durch SE3. Es ist jedoch nicht ganz klar, wie viel des Nord-Süd-Effekts auf die flussbasierte Methodik und wie viel auf die Hydrologie zurückzuführen ist.
