CO2-Markt durch ausbleibende Industrieerholung belastet
Strom- und kohlenstoffintensive Sektoren, die unter das EU-ETS fallen, werden voraussichtlich auch in diesem Jahr weiter unter Druck stehen, während das Wachstum bei aufkommenden Technologien wie Elektrofahrzeugen und grünem Wasserstoff langsam bleibt – daher wird eine eher seitwärts verlaufende Stromnachfrage erwartet. Da dies geschieht, während der Nettozubau an erneuerbaren Kapazitäten robust bleibt, steuert 2025 eindeutig auf ein weiteres Jahr mit sinkenden Emissionen zu.
Die Preisentwicklungen am Gas-Terminmarkt sowie die Einbeziehung von Schifffahrtsemissionen in das Handelssystem sind Faktoren, die sich beide geringfügig bärisch auswirken könnten.
Für 2025 schätzen wir – wie bereits im Vorjahr –, dass die Summe der Zertifikate aus kostenlosen Zuteilungen an die Industrie und aus Auktionen die konformen Emissionen übersteigen wird.
Wir erwarten, dass der CO2-Markt dies schrittweise absorbiert, und rechnen damit, dass die Preise gegen Jahresende leicht unter das aktuelle Niveau fallen werden.
Risikoprämie im Gasmarkt stark gesunken
Mit dem Waffenstillstandsabkommen zwischen Iran und Israel wurde eine Risikoprämie von 5 € im Gasmarkt sofort abgebaut. Die Gaspreise in den Niederlanden (TTF) werden derzeit bei rund 36 €/MWh gehandelt.
Niemand behauptet, dass das Risiko im Gasmarkt vollständig verschwunden ist oder verschwinden wird. Aber der Markt wird sich zunehmend wieder stärker auf die Fundamentaldaten konzentrieren, wobei das LNG-Angebot wohl der wichtigste Treiber ist. Die LNG-Versorgung Europas war in diesem Jahr stark, und dieser Trend dürfte anhalten, da neue Kapazitäten in Betrieb gehen – hauptsächlich aus Exportterminals in den USA. Allerdings könnte verstärkter Wettbewerb aus Asien drohen – insbesondere wenn die Preise weiter sinken. Dies dürfte das Abwärtspotenzial künftig begrenzen.
Hitzewellen voraus: Was das für Europas Wasserkraftversorgung bedeutet
Während Europa in einen weiteren von Hitze geprägten Sommer eintritt, stehen Wettermuster und Wasserverfügbarkeit erneut im Mittelpunkt. Die Bodenfeuchte hat sich in Teilen Mitteleuropas erholt, nimmt jedoch auf der Iberischen Halbinsel und in Südosteuropa weiter ab. Der größte Teil des alpinen Schnees ist geschmolzen, und die Pegelstände des Rheins bleiben auf einem gesunden Niveau.
Die Sommerwitterungsprognosen deuten auf deutlich überdurchschnittliche Temperaturen in weiten Teilen Europas hin, insbesondere im Juli und August, mit einem hohen Hitzewellenpotenzial. Die Niederschläge werden in Mittel- und Südosteuropa voraussichtlich unter dem Normalwert liegen.
Hydrologisch gesehen sieht sich Mittelwesteuropa mit niedrigen Schnee- und Grundwasserständen sowie einer anhaltend unterdurchschnittlichen Wasserkraftproduktion konfrontiert. Südosteuropa ist heiß und trocken, mit sinkenden Reservoirständen. Im Gegensatz dazu bleibt die Iberische Halbinsel nach einem niederschlagsreichen Jahr mit hohen Reservoirständen widerstandsfähig, obwohl die jüngste Produktion wieder auf das Normalniveau zurückgekehrt ist. Norditalien zeigt leicht unterdurchschnittliche Trends. Diese Muster werden das regionale Energiegleichgewicht durch den Sommer und in den Herbst hinein prägen.
Flow-based: Wie die Märkte schwanken können – Q1 2025 vs. Q1 2024
Frank Boerman von TenneT verdeutlichte, wie sich Netzengpässe im flow-based Markt im Zeitverlauf erheblich verschieben können – am Vergleich von Q1 2025 mit Q1 2024. Eine zentrale Erkenntnis war die verstärkte Präsenz von RTE (dem französischen ÜNB) in der Liste der aktiven Engpässe, bedingt durch höhere prognostizierte Flüsse von außerhalb der Core-Kapazitätsberechnungsregion. Diese Flüsse – wahrscheinlich aufgrund stärkerer West-Ost-Exporte nach Italien und in die Schweiz – korrelieren mit neu überwachten Netzelementen in der Nähe dieser Grenzen. Obwohl es sich dabei um legitime Prozessschritte handelt, zeigt diese Entwicklung, wie südeuropäische Flüsse die Core-Region beeinflussen können. Die bevorstehende Zusammenführung der Core- und Italy North CCR zur neuen Central CCR wird die Integration verbessern und das Management dieser Flüsse erleichtern. Frank erläutert weitere Details in diesem Blogbeitrag.
Flüsse in Kontinentaleuropa
Im ersten Halbjahr 2025 verzeichnete Kontinentaleuropa Verschiebungen bei den kommerziellen Stromflüssen im Vergleich zum gleichen Zeitraum 2024. Italien verzeichnete höhere Importe aus Frankreich, während die Zuflüsse aus der Schweiz, Österreich und Griechenland zurückgingen. Im Juni 2025 wurden höhere kommerzielle Flüsse zwischen Frankreich und Italien verzeichnet als im Juli 2024. Ähnlich wie im Vorjahr zeigen Frühjahrs- und Sommerwochenenden jedoch weiterhin reduzierte Importe an der französisch-italienischen Grenze.
In Mittel- und Südosteuropa wurden ebenfalls nennenswerte Veränderungen beobachtet. Im Juni 2025 zeigten sich höhere MaxBex-Werte an den deutsch-polnischen und polnisch-slowakischen Grenzen im Vergleich zum Juni 2024. Die ukrainischen Importe gingen zurück, während MAVIR Individual Validation Actions aktivierte und die Engpässe an Österreichs Grenzen zunahmen.
Deutscher Strommarkt
Die Entwicklungen am deutschen Strommarkt werden weiterhin von Rohstoffen wie Gas, CO2 und Kohle beeinflusst. Ein starker Anstieg der Kosten für die thermische Stromerzeugung stützte den Terminmarkt im zweiten Quartal. Geopolitische Spannungen im Nahen Osten und in der Ukraine sorgen für Unsicherheit und Volatilität.
Fundamental betrachtet bleibt die Stromnachfrage in Deutschland unter dem Vorjahresniveau und dem langfristigen historischen Durchschnitt. Hinter dem Zähler installierte Solaranlagen reduzieren die Netzentnahme, und die industrielle Stromnachfrage ist deutlich zurückgegangen. Während die Windstromerzeugung erste Erholungszeichen von unterdurchschnittlichen Niveaus zeigte, bricht die Photovoltaik fast jede Woche neue Produktionsrekorde. Infolgedessen nehmen negative Preise und Stunden mit negativer Residuallast zu. Die französische Kernkrafterzeugung zeigt eine starke Modulation und korreliert mit den Spotpreisen. Heißes Wetter kann ein bullisches Risiko darstellen, wenn die Verfügbarkeit von Kernkraft eingeschränkt ist.
Strompreisszenarien spielen eine wichtige Rolle bei der Beurteilung, was in einer volatilen Zukunft geschieht. Nachfrage-, Wetter- oder Rohstoffszenarien sind hilfreiche Instrumente, um eine Bandbreite möglicher Preisprognosen zu erstellen und eine bessere Einschätzung der Risiken zu ermöglichen. Unsere Preisprognose für das nächste Jahr aus unserem mittelfristigen Modell folgte den Marktpreisen mit einem gewissen Abschlag. Nachfrageentwicklung, Rohstoffmärkte und erneuerbare Stromerzeugung sind die wichtigsten Bereiche, die in diesem Sommer im Auge behalten werden sollten.
Brauchen wir wirklich mehr Strom in den Nordics?
Basierend auf den jüngsten Tendenzen bei der Bevölkerung, Politikern und verschiedenen Regierungsentscheidungen nehmen wir geringere Ambitionen wahr, auf Klimaziele hinzuarbeiten. Dies bremst auch die Elektrifizierung und den erwarteten Anstieg des Verbrauchs. Wenn wir uns in den nächsten Jahren nicht stärker zu den Klimazielen bekennen, könnte das Verbrauchswachstum aufgeschoben werden, und das Stromgleichgewicht in den Nordics wird gesund bleiben, und die Preise werden moderat sein – selbst wenn wir einen Großteil der Investitionen in Solar-, Wind- und Kernkraft streichen.
Wir stehen vor einem Dilemma, bei dem ein Aufschub der Elektrifizierung die Preise senken und das Credo entkräften wird, dass wir viele neue Investitionen in erneuerbare Erzeugung benötigen. Die Klimaziele werden nicht erreicht werden.
Langfristige Grenzkosten und Capture-Preise in nordischen Preiszonen
Der Preisausblick für Strom schwächt sich ab, da sowohl das Verbrauchs- als auch das Produktionswachstum nachlassen und weniger Projekte die Inbetriebnahme erreichen. Infolgedessen sinken die erzielten Preise für Wind- und Solarstrom – und zwar erheblich. In vielen Regionen liegen die erwarteten Capture-Preise nun unter unseren geschätzten langfristigen Grenzkosten (LRMC), was es für neue Projekte zunehmend schwieriger macht, eine endgültige Investitionsentscheidung zu treffen. Ohne stärkere staatliche Unterstützung oder Risikoabsicherungsmaßnahmen, wie etwa zinsgünstige Darlehen, könnten Projekte nicht einmal bis zur Diskussionsphase gelangen. Es gibt jedoch einen Silberstreifen am Horizont: Niedrigere Preise könnten die Nachfrage ankurbeln, das Stromgleichgewicht verschieben und Raum für mehr emissionsfreie Energiequellen schaffen. Mal sehen, wie der Markt reagiert.
Mittelfristiger Ausblick auf nordische Preise und Erfahrungen aus dem flow-based Market Coupling
Für die Nordics ist unsere Q3-Prognose für die südlichen Gebotsgebiete in Norwegen und Schweden im Vergleich zu den Marktpreisen bärisch und für die nördlichen Gebotsgebiete in Q4 und 2026 leicht bullisch. Erfahrungen aus dem flow-based Market Coupling zeigen starke Nord-
