Markedskaos: Indefra Europas mest volatile energiuge i 2026

Hvis du arbejder med energimarkeder og ikke føler dig lidt svimmel lige nu, har du sandsynligvis ikke været opmærksom. Uge 4 i 2026 leverede netop en af de mest dramatiske demonstrationer af markedsvolatilitet, som europæiske kraft- og gashandlere har oplevet i årevis. Vi var vidne til panikkøb fredag, der sendte priserne i vejret, efterfulgt af en skarp mandagskorrektion, der gav meget af disse gevinster tilbage næsten lige så hurtigt, som de dukkede op. Hvis du blinkede, kan du have savnet både stigningen og tilbagetrækningen, men de underliggende spændinger, der driver denne whiplash, er stadig meget i spil.

Dette var ikke bare rutinemæssig markedsudsving. Dette var vejrprognoser, der bevægede markeder som geopolitiske kriser, gaslagerbekymringer, der udløste købsadfærd, der grænsede op til panik, og en bredere erkendelse af, at Europas energisystem går på en linedansers linje mellem tilstrækkelig forsyning og ægte mangel, mens vi navigerer gennem den koldeste del af vinteren. For energikøbere, handlende og strategiske planlæggere er det ikke bare akademisk interessant at forstå, hvad der lige er sket—og endnu vigtigere, hvad det betyder for de kommende uger. Det er essentielt for at navigere i, hvad der forbliver et yderst usikkert og volatilt markedsmiljø.

Opsætningen: Hvordan vi kom til dette volatile øjeblik

For at forstå den dramatiske prishandling i uge 4 skal vi værdsætte den prekære balance, som europæiske energimarkeder har forvaltet siden begyndelsen af 2026. I modsætning til den relativt komfortable position, vi nød ved begyndelsen af 2025, startede denne vinter med betydeligt strammere fundamentaler på tværs af både elektricitet og naturgas.

På gassiden kom europæiske lagerfaciliteter ind i udtagssæsonen på lavere niveauer end optimalt, og udtagningstakten har konsekvent været over historiske normer. Ved udgangen af uge 4 står nordvesteuropæisk gaslagring på kun 40 procent af kapaciteten—et bekymrende niveau for slutningen af januar med potentielt to flere måneders vinterefterspørgsel forude. Endnu mere alarmerende faldt lageret med hele 3 procentpoint på bare én uge, hvilket afspejler intensiteten af det kolde vejr og den resulterende stigning i opvarmningsefterspørgsel.

Til kontekst ville vi i en typisk vinter med normale temperaturer forvente at se lagerniveauer omkring 50-55 procent på dette tidspunkt på sæsonen. At være 10-15 procentpoint under dette benchmark er ikke bare en statistisk kuriositet—det ændrer fundamentalt markedsdynamikken. Med mindre gas på lager er der mindre buffer til at absorbere efterspørgselschok eller forsyningsforstyrrelser, hvilket betyder, at prisvolatiliteten stiger eksponentielt, når vejrprognoser skifter, eller geopolitiske risici opstår.

Det nordiske elmarked står over for sin egen version af stramme forsyningsfundamentaler. Hydrobalancen, som måler afvigelsen af reservoirniveauer fra sæsonmæssige normer, stod på negative 8,1 terawatt-timer (TWh) ved udgangen af uge 4. Værre endnu antyder nuværende fremskrivninger, at dette underskud vil forværres til minus 15,1 TWh inden for blot to uger. Dette repræsenterer en alvorlig stramning af forsyningsbilledet på et marked, der er stærkt afhængigt af vandkraft til fleksibel, vedvarende produktion.

Når du kombinerer rekordlavt gaslager med en forværrende hydrobalance og vedvarende koldt vejr, skaber du forhold, hvor markeder bliver hyperfølsomme over for enhver ny information—især vejrprognoser. Og i uge 4 gav vejrprognoserne handlende en ret vild tur.

Torsdag og fredag: Når kolde prognoser udløste panikkøb

Ugen startede med markeder, der allerede var forhøjede, men relativt stabile. Onsdagshandel afspejlede den kolde virkelighed—bogstaveligt talt—af løbende vinterforhold, men intet i prishandlingen antydede det drama, der var ved at udfolde sig. Så kom torsdag, og meteorologiske modeller begyndte at vise noget, der fik energihandlere over hele Europa til at sætte sig op og lægge mærke til det.

De seneste vejrprognoser begyndte at indikere, at den kuldeperiode, der påvirkede Nord- og Centraleuropa, ikke ville moderere sig så hurtigt som tidligere forventet. I stedet antydede modeller muligheden for en forlænget kuldeperiode, der strakte sig godt ind i februar. For markeder, der allerede var bekymrede over lave lagerniveauer, var dette benzin på glødende brænde.

Torsdag så den første bølge af køb, men det var fredag, hvor tingene virkelig accelererede. Da yderligere vejrmodeller bekræftede den koldere udsigt, og da fredagens morgenprognoser viste endnu mere alvorlig kulde end den foregående dags kørsler, steg front-måned gas- og kraftkontrakter dramatisk. Købet var ikke målt eller gradvist—det havde karakteristika, som markedsdeltagere senere ville beskrive som grænsende til panik.

Front-måned gaskontrakter—de nærmeste leverancer, der afspejler øjeblikkelig udbud-efterspørgselsdynamik—hoppede aggressivt. Front-måned kraftkontrakter fulgte trop, drevet både af de højere gaspriser (da gasfyret produktion ofte sætter marginale elpriser) og af den direkte effekt af koldere temperaturer på elefterspørgsel. Købet var koncentreret næsten udelukkende i promptmarkedet, med marts- og endda aprilkontrakter, der steg langt mindre dramatisk.

Denne divergens mellem front-måned og længere daterede kontrakter fortæller en vigtig historie. Når hele kurven bevæger sig sammen, signalerer det normalt et fundamentalt skift i markedsstruktur—måske en større forsyningsforstyrrelse eller en ændring i langsigtede forsyningsdynamikker. Men når kun front-månederne stiger, mens bagsiden af kurven forbliver relativt stabil, indikerer det, at markeder fokuserer intenst på kortsigtet udbud-efterspørgsel balance snarere end strukturelle ændringer.

Ved fredagens eftermiddag kombinerede flere elementer for at skabe, hvad der kun kan beskrives som en feedback-løkke af bekymring. Lave lagerniveauer betød, at enhver yderligere koldt vejr ville kræve endnu hurtigere udtag. Hurtigere udtag rejste frygt for, at lageret kunne nå farligt lave niveauer, før vinteren sluttede. Disse frygt drev mere køb, hvilket skubbede priserne højere, hvilket trak mere opmærksomhed på markedet, hvilket bragte yderligere købere ind, der var bekymrede for at gå glip af bevægelsen højere.

Det nordiske kraftmarked viste særlig styrke under denne stigning. Systempriser—referenceprisen for den nordiske region—steg kraftigt, mens danske områdepriser for både DK1 og DK2 bevægede sig endnu højere, hvilket afspejlede lokale udbud-efterspørgsels dynamikker og transmissionsbegrænsninger. Februarkontrakten for nordisk kraft, som havde handlet omkring 76,90 EUR/MWh ved starten af ugen, skød i vejret til 90,85 EUR/MWh ved fredagens lukning—et hop på næsten 14 EUR/MWh på bare få dage.

Europæiske gaskontrakter viste lignende dramatiske bevægelser, med år-forud kontrakter for 2027-levering, der steg fra 26,5 EUR/MWh til over 28 EUR/MWh. Selv kulstofkvoter sluttede sig til festen, med EUA-priser, der handlede solidt over 90 EUR pr. ton, hvilket tilføjede yderligere opadrettet pres på kraftpriser gennem hele kurven.

Weekendskiftet: Når prognoser ændrede alt

Fredagens lukning efterlod europæiske energimarkeder på forhøjede niveauer, med mange handlende nervøst overvågede vejropdateringer over weekenden. Og disse weekendprognoser leverede et plottwist, der ville definere mandagens handelssession.

De meteorologiske modeller, der havde vist stadig koldere forhold gennem fredag, modererede pludselig over weekenden. De mest ekstreme kuldescenarier, der havde drevet fredagens panikkøb, begyndte at se mindre sandsynlige ud. Mens prognoser stadig viste under-normale temperaturer, var banen ikke helt så alvorlig, som fredagsmodellerne havde antydet. Derudover indikerede nogle vejrmønstre, at en gradvis opvarmningstrend måske kunne begynde tidligere end tidligere tænkt, potentielt ankomme i begyndelsen af februar.

Dette skift i vejrudsigt satte scenen for en dramatisk mandagsvending. De samme front-måned kontrakter, der var steget på vejrbekymringer, stod nu over for en lige så kraftig kraft i den modsatte retning: profit-taking kombineret med en forbedret udbud-efterspørgsel outlook.

Mandagens korrektion: Pendulet svinger tilbage

Da europæiske markeder åbnede mandag morgen, begyndte salget næsten øjeblikkeligt. Front-måned gaskontrakter, der havde steget fredag, faldt kraftigt og gav en betydelig del af fredagens gevinster tilbage. Kraftkontrakter fulgte trop med korrektioner særligt udtalte i prompt leveringsperioder.

Salget så ud til at være drevet af flere faktorer, der arbejdede i koncert. For det første fjernede de forbedrede vejrprognoser den umiddelbare panik, der havde drevet fredagens køb. For det andet sad handlende, der havde købt aggressivt torsdag og fredag, nu med betydelige overskud og så weekendens prognoseskift som en mulighed for at låse disse gevinster. For det tredje så en bredere risk-off-stemning på de finansielle markeder—delvist drevet af geopolitiske bekymringer, vi vil diskutere om kort—ud til at sprede sig til energimarkeder.

Kulstofpriser korrigerede også kraftigt og faldt tilbage fra deres niveauer over 90 EUR/ton. Dette fald i CO2-priser skabte yderligere nedadrettet pres på elpriserne, især længere ude på kurven, hvor kulstofomkostninger repræsenterer en større komponent i produktionsøkonomien.

Men—og dette er afgørende for at forstå nuværende markedsdynamikker—mandagskorrektionen var ikke en fuldstændig vending. Mens front-måned kontrakter gav meget af deres fredagsgevinster tilbage, faldt de ikke helt tilbage til onsdagsniveauer. Vigtigere endnu forblev længere-daterede kontrakter relativt modstandsdygtige. Kvartalerne og årene, der havde vist beskedne gevinster under torsdag-fredag stigningen, holdt fast på de fleste af disse gevinster, selv da front-månederne korrigerede mandag.

Denne adfærd antyder noget vigtigt: mens den mest akutte kortsigtede vejrbekymring er modereret, forbliver den underliggende fundamentale stramhed på både gas- og kraftmarkeder intakt. Markedets følsomhed over for vejrprognoser forsvinder ikke—det er en afspejling af virkelig begrænsede forsyningsforhold, der vil fortsætte gennem resten af vinteren.

Volatiliteten fortsatte: Miduges stabilisering

Efter mandagens skarpe korrektion tilbragte markeder tirsdag og onsdag med at forsøge at finde ligevægt. Priserne stabiliserede sig noget, med gaskontrakter, der genvandt en del af mandagens tab, efterhånden som vejrprognoser fortsatte med at vise koldere-end-normale forhold, bare ikke så ekstreme, som fredagens modeller havde antydet.

Denne stabilisering betyder ikke, at volatiliteten er forbi—langt fra. I stedet afspejler det markeder, der kalibrerer til en ny virkelighed: vinteren er ikke forbi, lagerniveauerne forbliver bekymrende lave, og enhver tilbagevenden af alvorligt koldt vejr kunne hurtigt genantænde det købspres, vi så torsdag og fredag. Markedet er i det væsentlige oprullet, klar til at reagere skarpt på den næste betydelige information om vejr, forsyning eller efterspørgsel.

For ugen som helhed gennemsnitede spotelpriserne i det nordiske system 91,4 EUR/MWh, faktisk ned 11,8 EUR/MWh fra den foregående uge på trods af alt dramaet. Dette fald afspejler det faktum, at den foregående uges gennemsnit var blevet forhøjet af sine egne vejrbekymringer, og den nuværende uges gennemsnit inkorporerer både stigningen og den efterfølgende korrektion. Danske områdepriser fortalte en lignende historie, med DK1 i gennemsnit 104 EUR/MWh (ned 6,8 EUR/MWh uge-over-uge) og DK2 i gennemsnit 108 EUR/MWh (ned 2,9 EUR/MWh).

Disse uge-over-uge fald i spotpriser står i interessant kontrast til stigningerne i forwardkontrakter, hvilket fremhæver, hvordan forskellige segmenter af markedet reagerer på forskellige drivere. Spotpriser afspejler realiseret vejr og produktionsforhold, mens forwardpriser inkorporerer forventninger om fremtidig udbud-efterspørgsel balance.

Gaslager: Det tikkende ur

Lad os bore dybere ind i gaslagersituationen, for det er uden tvivl den vigtigste fundamentale driver af europæiske energimarkedsdynamikker lige nu. Ved 40 procent af kapaciteten for nordvesteuropæisk lagring er vi ikke i kriseområde—endnu. Men vi er ubehageligt tæt på niveauer, der ville udløse ægte alarm, hvis vi skulle stå over for yderligere koldt vejr eller forsyningsforstyrrelser.

Den ugentlige udtrækning på 3 procentpoint kører godt over det historiske gennemsnit for slutningen af januar. I en typisk vinter ville vi forvente ugentlige udtagninger på måske 1,5 til 2 procentpoint på dette stadium. Den forhøjede udtrækningshastighed afspejler både intensiteten af det kolde vejr, vi har oplevet, og de høje niveauer af gasfyret produktion, der er nødvendige for at imødekomme elefterspørgslen, når vind- og solproduktion har været dæmpet.

Det, der gør situationen særligt bekymrende, er kalenderen. Vi er i slutningen af januar, hvilket betyder, at vi potentielt står over for yderligere to måneder—februar og marts—af vinteropvarmningsefterspørgsel. Selvom februar viser sig mildere end januar, vil vi stadig trække gas fra lagre. Spørgsmålet er, om nuværende lagerniveauer er tilstrækkelige til at komme gennem resten af vinteren uden ekstreme prisstigninger eller, i et værst tænkelige scenarie, forsyningstilstrækkelighedsbekymringer.

Markedsdeltagere kører scenarier konstant og forsøger at estimere, hvor lagring måske når bunden, før injektionssæsonen begynder om foråret. De optimistiske scenarier antyder, at vi kunne ende vinteren med lagring omkring 25-30 procent, hvilket ville være lavt, men håndterbart. Mere pessimistiske scenarier—især hvis februar viser sig koldere end i øjeblikket forecast—antyder, at vi kunne se lagerniveauer dyppe under 20 procent, hvilket næsten helt sikkert ville udløse yderligere prisvolatilitet og mulige regeringsindgreb for at reducere efterspørgslen.

Den geopolitiske dimension tilføjer endnu et lag af usikkerhed. Europas gasforsyningsmix omfatter betydelige importer af flydende naturgas (LNG) fra globale markeder, og enhver forstyrrelse af LNG-strømme ville lægge yderligere pres på allerede belastede lagerniveauer. Hvilket bringer os til en af wildcardsene på det nuværende marked...

Iranfaktoren: Geopolitisk risiko kommer ind i ligningen

Som om vejr og lagring ikke gav nok drama, så uge 4 også geopolitiske bekymringer føje til markedsusikkerheden. Stigende spændinger i Iran har øget bekymringer om regional stabilitet i Mellemøsten og potentielle påvirkninger på energiforsyninger fra regionen, herunder transit gennem Hormuzstrædet—en kritisk rute for globale LNG-forsendelser.

På dette tidspunkt har der ikke været nogen faktiske forstyrrelser af LNG-strømme gennem Hormuzstrædet, og mange analytikere mener, at risikoen for sådanne forstyrrelser forbliver relativt lav. Men på markeder, der allerede er hyperfølsomme på grund af stramme fundamentaler, er selv opfattelsen af øget geopolitisk risiko nok til at tilføje en risikopræmie til priserne.

Denne geopolitiske risikopræmie manifesterer sig forskelligt på tværs af forskellige energivarer og tidshorisonter. For olie har bekymringer om mellemøstlig stabilitet direkte og umiddelbare implikationer, givet regionens betydning for global råolieforsyning. For naturgas og LNG er forbindelsen noget mere indirekte, men stadig betydelig—enhver større forstyrrelse i regionen kunne påvirke LNG-eksportfaciliteter eller skibsruter, potentielt omdirigere ladninger væk fra Europa på et tidspunkt, hvor kontinentet dårligt har råd til forsyningsforstyrrelser.

Den geopolitiske præmie er mest synlig i kortsigtede kontrakter, hvor enhver forstyrrelse ville have øjeblikkelig indvirkning og har tendens til at falde i længere-daterede kontrakter, hvor antagelsen er, at enhver geopolitisk krise til sidst vil løse sig. Men i det nuværende miljø, med lagring allerede lav og vinterefterspørgsel løbende, oversættes selv en beskeden geopolitisk risikopræmie til meningsfuldt højere priser.

Den uventede Trumpfaktor: Når Grønland møder energimarkeder

I en af de mere usædvanlige markedsbevægende udviklinger i ugen fandt energimarkeder sig i at reagere på udtalelser fra den amerikanske præsident Trump vedrørende Grønland. Trumps kommentarer om potentielt at pålægge told på europæiske varer, hvis der ikke indgås aftaler om amerikansk adgang til Grønland, skabte et kort, men mærkbart risk-off øjeblik på energimarkeder.

Den direkte forbindelse mellem Grønlands diplomati og europæiske energipriser kan virke svag, men i nutidens indbyrdes forbundne markeder betyder bredere risikostemning noget. Når makrousikkerheden øges—hvad enten fra handelspolitik, geopolitiske spændinger eller andre kilder—udløser det ofte positionsreduktion på tværs af flere aktivklasser, herunder energivarer.

Mandagens salg på kulstof-, gas- og oliemarkeder blev delvist tilskrevet denne bredere risk-off-stemning udløst af toldtrusler. Mens vejrprognosændringer var den primære driver af mandagens energipris korrektion, tilføjede Trump-kommentarerne det nedadgående momentum og kan have forstærket salgspresset ud over, hvad vejret alene ville have produceret.

Denne episode er en påmindelse om, at i 2026's markedsmiljø skal energihandlere ikke kun overvåge vejrprognoser og udbud-efterspørgsel fundamentaler, men også politiske udviklinger på tværs af flere kontinenter. Sammenkoblingen mellem geopolitik, handelspolitik og energimarkeder har aldrig været mere udtalt.

Hydrobalancekrisen: Nordisk-specifikke bekymringer

Mens meget af Europa fokuserer på gaslager, står det nordiske elmarked over for sin egen kritiske forsyningsbegrænsning: en hurtigt forværrende hydrobalance. Ved minus 8,1 TWh og på vej mod minus 15,1 TWh inden for to uger bliver reservoirsituationen virkelig bekymrende.

Dette hydrobalanceunderskud betyder, at nordiske reservoirniveauer er væsentligt under, hvad der er typisk for denne tid på året. Implikationerne er betydelige. For det første betyder det, at der er mindre vand til rådighed til at generere vandkraft i perioder med høj efterspørgsel eller lav vind/solproduktion, hvilket tvinger større afhængighed af termisk produktion og import. For det andet betyder det, at den nordiske region er mere sårbar over for udvidede kuldeperioder, da udtømte reservoirer giver mindre buffer til at absorbere efterspørgstigninger.

Vejrudsigten for de kommende uger giver ikke megen lindring for hydrosituationen. Mens temperaturer kan moderere noget sammenlignet med de ekstreme kuldescenarier, der drev fredagens panikkøb, forventes de stadig at forblive under normale. Mere bekymrende for hydrobalancen er nedbørsudsigten. Nuværende prognoser antyder meget tørre forhold, med denne uges nedbør, der kører på kun 10-15 procent af normalen, og næste uge potentielt ser en beskeden forbedring til omkring 25 procent af normalen.

Disse tørre forhold betyder minimal tilstrømning til reservoirer på et tidspunkt, hvor udstrømning (produktion) forbliver forhøjet på grund af kuldevejrs efterspørgsel. Kombinationen driver hydrobalancen dybere ind i underskudsområde med hver uge, der går. Medmindre vi ser et betydeligt skift mod vådere vejrmønstre, vil det nordiske system komme ind i foråret med historisk lave reservoirniveauer, hvilket kunne have implikationer ikke kun for resten af denne vinter, men også for sommeren og den følgende vinter.

Det nuværende vejrmønster—domineret af højtrykssystemer fra øst—er ansvarligt for både de kolde temperaturer og de tørre forhold. Dette østlige højtryk forventes at fortsætte i mindst de næste to uger, med temperaturer, der falder yderligere og når cirka 7 grader under normalen omkring midten af næste uge, før de potentielt modererer noget.

CO2-markeder: Rekordinvestorinteresse midt i volatilitet

Mens kraft- og gaspriser lavede dramatiske bevægelser, skrev det europæiske kulstofmarked sin egen interessante historie. Kulstofkvoter (EUA'er) har handlet på deres højeste niveauer siden sommeren 2023, og mere bemærkelsesværdigt ser markedet rekordniveauer af investordeltagelse.

Data fra Intercontinental Exchange viser, at investeringsfonde øgede deres bullish positioner (væddemål på højere kulstofpriser) med det største beløb i næsten fire måneder i uge 4. Samtidig faldt antallet af investorer, der satser på lavere kulstofpriser, hvilket indikerer stadig mere positiv markedsstemning. Mest slående nåede det samlede antal aktive investeringsfond-deltagere på kulstofmarkedet en ny rekord på 523—bevis på, at EUA-markedet tiltrækker bredere institutionel interesse.

Denne investorinteresse drives af flere faktorer. Det kolde vintervejr har øget brugen af fossilt brændstof til elproduktion, hvilket skaber højere efterspørgsel efter kulstofkvoter på kort sigt. EU's kulstofauktioner fortsætter med at cleare til priser over markedsniveauer, hvilket antyder stærk underliggende efterspørgsel. Og mange investorer mener, at kulstofmarkedet vil stramme betydeligt i de kommende år, efterhånden som EU's klimapolitikker driver dybere emissionsreduktioner.

Investorpositioneringsdataene antyder, at samlede fond-positioner nærmer sig de højeste niveauer, der nogensinde er registreret på EU's kulstofmarked. Denne tunge positionering skaber sin egen dynamik. På den ene side giver det et stærkt bud for markedet, da disse langsigtede investorer er mindre tilbøjelige til at sælge på kortsigtet volatilitet. På den anden side kan meget overfyldt positionering nogle gange føre til skarpe korrektioner, hvis markedsstemningen skifter, som vi så kort mandag, da kulstofpriserne korrigerede sammen med andre energivarer.

Når man ser fremad, står kulstofmarkedet over for konkurrerende pres. Understøttende højere priser: fortsat fossilt brændstofforbrug, mens vinteren fortsætter, stramme markedsfundamentaler, efterhånden som EU's emissionshandelssystems loft fortsætter med at stramme, og stærk investorefterspørgsel. Arbejder mod højere priser: potentialet for øget vedvarende produktion senere på året, efterhånden som sæsonmønstre skifter mod bedre vind- og solforhold, hvilket ville reducere fossil produktion og derfor kulstofefterspørgsel.

For elmarkeder repræsenterer kulstofpriser over 90 EUR/ton en betydelig omkostningskomponent, især for kulfyret produktion. Denne kulstofomkostning giver yderligere støtte til elpriser gennem hele kurven, ikke kun i front-månederne. Når kulstofpriser korrigerede skarpt mandag, var effekten på kraftpriser øjeblikkelig og udtalt, hvilket demonstrerer den tætte sammenhæng mellem disse markeder.

Markedsadfærd: Front vs. bagsiden af kurven

Et af de mest instruktive aspekter af uge 4's volatilitet var divergensen i adfærd mellem forskellige dele af forwardkurven. Denne divergens tilbyder vigtige indsigter i, hvad markedet virkelig er bekymret for, og hvordan forskellige tidshorisonter vurderer risiko.

Front-måned og kortsigtede kontrakter viste ekstrem volatilitet—steg dramatisk torsdag og fredag, og korrigerede derefter skarpt mandag. Disse kontrakter er mest følsomme over for øjeblikkelig udbud-efterspørgsels dynamikker og vejrprognoser, da de afspejler leveringsperioder i den meget nære fremtid, hvor vejrudfald er relativt forudsigelige, og lager-/reservoirniveauer er kendte mængder.

Længere-daterede kontrakter—kvartals- og årlige produkter til levering i 2027 og videre—viste langt mere dæmpede reaktioner. Under torsdag-fredag stigningen steg disse kontrakter beskedent eller i nogle tilfælde bevægede sig næsten ikke. Under mandagskorrektionen viste de sig bemærkelsesværdigt modstandsdygtige og gav få af deres gevinster tilbage.

Dette adfærdsmønster fortæller os, at markedet ser den nuværende forsyningsstramhed som primært et kortvarigt fænomen relateret til denne vinters specifikke vejr- og lagerforhold. Det langsigtede syn—afspejlet i 2027-priser—forbliver relativt stabilt, hvilket antyder, at handlende ikke tror, at nuværende stramhed afspejler en strukturel ændring i europæiske energibalancer.

Det er dog værd at bemærke, at uge-over-uge viste længere-daterede kontrakter gevinster. År-2027-kontrakter for både nordisk kraft og tysk (THE) gas endte ugen højere end de startede, selvom de ikke deltog i de dramatiske intra-uge udsving. Nordisk kraft til 2027-levering i DK1-området lukkede på 77,4 EUR/MWh, op 0,6 EUR/MWh uge-over-uge, mens DK2 lukkede på 80 EUR/MWh, op 1,0 EUR/MWh. Tysk gas til 2027 lukkede på 28,1 EUR/MWh, op 1,6 EUR/MWh fra den foregående uge.

Disse beskedne, men konsekvente gevinster i længere-daterede kontrakter antyder, at selvom markeder ikke ser nuværende stramhed som strukturel, er der en gradvis opadgående drift i langsigtede prisforventninger. Denne drift kunne afspejle flere faktorer: vedvarende højere kulstofpriser, forventninger om fortsat forsyningsusikkerhed eller simpelthen en rekalibrering af, hvad "normale" markedsniveauer ser ud som i et post-2022 energisikkerhedsmiljø.

Anbefalinger og strategisk positionering

For energikøbere og virksomhedsforbrugere, der navigerer i dette volatile miljø, er nøglespørgsmålet, hvordan man positionerer sig for resten af vinteren og ind i foråret. Svaret afhænger stærkt af din organisations risikotolerance, din nuværende sikringsposition og din evne til at styre prisvolatilitet.

For dem med betydelig resterende eksponering for spot- eller kortsigtede priser er det nuværende miljø ekstremt udfordrende. Priserne kan bevæge sig 20-30 procent på få dage baseret på vejrprognosændringer, hvilket gør budgettering og prognoser næsten umulig. For disse forbrugere kan det være umagen værd at acceptere noget forhøjede forwardpriser i bytte for priscertainty simpelthen for at reducere operationel risiko og forbedre forretningsforudsigelighed.

Markedsanalytikere anbefaler forsigtig bullish positionering for front-måned og kortsigtede produkter. Februar 2026 nordisk forwardkontrakt, i øjeblikket omkring 90,85 EUR/MWh, forventes at have yderligere opsidepotentiale, hvis vejrprognoser bliver koldere igen. Tilsvarende kunne Q2 2026-produkter, nu handler omkring 47,85 EUR/MWh, se yderligere gevinster, hvis lagring ender vinteren på bekymrende niveauer, der skaber overførselseffekter ind i foråret.

For længere-daterede kontrakter er anbefalingen mere nuanceret. År-2027-produkter har vist bemærkelsesværdig stabilitet på trods af kortsigtet volatilitet, og nuværende niveauer—omkring 47,25 EUR/MWh for nordiske systempriser—repræsenterer rimelige sikrindsmuligheder for dem, der ønsker at låse priser for næste år. Der er dog mindre hastværk her sammenlignet med kortsigtede produkter, givet den stabilitet, disse kontrakter har demonstreret.

En strategi, som flere sofistikerede købere anvender, er lagdelt sikring—at tage positioner på flere tidshorisonter for at skabe en afbalanceret eksponeringsprofil. Dette kan involvere sikring af en højere procentdel af kortsigtet eksponering (givet den ekstreme volatilitet og opadrettede risiko), mens der opretholdes mere fleksibilitet i længere-daterede perioder, hvor prisopdagelse er mere gradvis og mindre underlagt vejrdrevne stigninger.

Hvad man skal holde øje med i de kommende uger

Efterhånden som vi bevæger os gennem resten af januar og ind i februar, vil flere faktorer være kritiske for at bestemme, om energipriserne stabiliserer sig, fortsætter deres volatile adfærd eller potentielt stiger til nye højder.

Vejrprognoser: Det er indlysende, at enhver tilbagevenden af alvorligt kolde prognosescenarier—især forlænget ind i midten til slutningen af februar—hurtigt kunne genantænde det købspres, vi så i uge 4. Omvendt ville prognoser, der viser et afgørende skift mod mildere forhold, sandsynligvis lette prispressene, selvom sandsynligvis ikke dramatisk givet det lave udgangspunkt for lagerniveauer.

Lagerbaner: Ugentlige lagerdata vil blive set besættende. Hvis udtrækningsrater forbliver omkring 3 procent om ugen, kunne lagring nå bekymrende niveauer, før vinteren slutter. Enhver uge, der viser accelererende udtagninger—bevæger sig over 3 procent—ville sandsynligvis udløse markedsreaktioner.

Hydrobalanceudvikling: For nordiske markeder specifikt er hydrobalancebanen kritisk. Nuværende fremskrivninger antyder bevægelse fra minus 8,1 TWh til minus 15,1 TWh over to uger, hvilket ville repræsentere en dramatisk forringelse. Hvis faktiske udviklinger viser sig værre end disse fremskrivninger, kunne nordiske kraftpriser afkoble yderligere fra kontinentale priser.

Vind- og solproduktion: Vedvarende produktion har været dæmpet under den nuværende kuldeperiode, hvilket tvinger større afhængighed af termisk produktion og lægger yderligere pres på gaslagre. Enhver periode med stærk vind- eller solproduktion ville give lindring, både ved at reducere gasefterspørgsel til elproduktion og ved potentielt at tillade noget inhentning på vandkraftreservoirniveauer, hvis ledsaget af nedbør.

LNG-ankomster: Europas LNG-importterminaler vil blive nøje overvåget. Enhver forsinkelse eller omdirigering af ladninger til andre globale markeder ville signalere forsyningsstramhed og sandsynligvis udløse prisreaktioner. Omvendt ville stabile eller over-normale LNG-ankomster hjælpe med at lette bekymringer om gastilstrækkelig forsyning.

Geopolitiske udviklinger: Fortsat overvågning af spændinger i Mellemøsten og andre geopolitiske flashpoints, der kunne påvirke energiforsyninger, vil være nødvendige. Mens direkte påvirkninger kan være begrænsede, kan risikopræmien forbundet med geopolitisk usikkerhed bevæge markeder i et allerede følsomt miljø.

Kulstofauktionsudfald: De ugentlige EU-kulstofauktioner fortsætter med at påvirke markedsstemningen. Auktioner, der clearer godt over markedspriser, signalerer stærk institutionel efterspørgsel og støtter højere kulstof- og kraftpriser. Auktioner, der clearer tættere på eller under markedspriser, kan indikere blødgørende efterspørgsel.

Ugen forude: Prognoser og forventninger

Når vi ser specifikt på ugen forude, forventer forecasters fortsat volatilitet med en let opadrettet bias for priser. Det østlige højtrykssystem er forecast til at fortsætte, bringe temperaturer cirka 7 grader under normalen midt på ugen, før de potentielt modererer mod den følgende weekend.

Vindproduktion forventes at forblive noget dæmpet denne uge, dog med en vis forbedring mod weekenden. Tidligt næste uge kunne se endnu en periode med relativt lav vindproduktion, hvilket ville holde pres på termisk produktion og gasefterspørgsel.

Systemspotpriser for den nordiske region er forecast til at gennemsnitlig mellem 115-120 EUR/MWh denne uge, hvilket afspejler kombinationen af under-normale temperaturer og begrænset vedvarende produktion. Hvis vejret viser sig koldere end i øjeblikket forecast, kunne priserne nå 125 EUR/MWh eller højere. Til sammenligning var sidste uges gennemsnit 91,4 EUR/MWh, så selv base-case-prognosen repræsenterer en betydelig stigning.

Disse spotpris-forecasts har også implikationer for forwardkurve-dynamikker. Hvis realiserede spotpriser konsekvent overstiger 115 EUR/MWh, vil det sandsynligvis trække forwardpriser højere også, efterhånden som handlende revurderer, hvad "normale" markedsclearing-niveauer ser ud som under nuværende forsyningsbegrænsninger.

Konklusion: Spænd fast til fortsat volatilitet

Uge 4 i 2026 gav en dramatisk påmindelse om, at europæiske energimarkeder forbliver meget følsomme over for vejrudviklinger og udbud-efterspørgsel fundamentaler. Kombinationen af lave gaslagre, forværrende hydrobalance og vedvarende vintervejr skaber forhold, hvor prognosændringer kan bevæge markeder dramatisk på meget korte tidsrammer.

Torsdag-fredag stigningen efterfulgt af mandagens skarpe korrektion kan føles som en rutsjebane, men det er faktisk en rationel markedsrespons på skiftende information i et miljø med begrænset forsyning. Når marginer er stramme, og buffere er begrænsede, skal markeder reagere aggressivt på ny information, fordi rækkevidden af mulige resultater—fra tilstrækkelig forsyning til ægte mangel—er bred.

For markedsdeltagere er budskabet klart: volatiliteten forsvinder ikke foreløbigt. Vinteren er ikke forbi, lagerniveauerne forbliver bekymrende lave, hydrobalancen fortsætter med at forværres, og vejrprognoser vil fortsætte med at drive markedsstemning. De, der kan styre volatilitet—enten gennem sikringsstrategier, operationel fleksibilitet eller simpelthen stærke nerver—vil navigere i dette miljø succesfuldt. De, der ikke kan, kan finde sig på den forkerte side af dramatiske prisbevægelser som dem, vi var vidne til i uge 4.

Det fundamentale spørgsmål, som markeder kæmper med, er, om nuværende lager- og reservoirniveauer er tilstrækkelige til at komme gennem resten af vinteren uden krise. Det optimistiske tilfælde siger ja—hvis vejret modererer sæsonmæssigt, og ingen større forsyningsforstyrrelser opstår, vil vi klare det med priser forhøjede, men håndterbare. Det pessimistiske tilfælde antyder, at hvis februar viser sig koldere end forventet, eller hvis der opstår forsyningsforstyrrelser, kunne Europa stå over for ægte forsyningstilstrækkelighedsudfordringer, der ville drive priser til niveauer, der får uge 4's volatilitet til at se mild ud til sammenligning.

Sandheden ligger sandsynligvis et sted mellem disse ekstremer, men bestemmelse af præcis hvor kræver at se vejrprognoser, lagerdata og markedsindikatorer besættende over de kommende uger. Europæiske energimarkeder skriver et af deres mest dramatiske kapitler i årevis, og uge 4 var bare en afdeling i en historie, der er langt fra færdig.

Vær årvågen, hold dig informeret og forbered dig på fortsatte markedsdynamikker, der kan teste risikostyringsfunktionerne hos selv de mest erfarne energiprofessionelle. Resten af vinteren lover at være alt andet end kedelig.