AleaSoft Energy Forecasting, 30. Juni 2025. In der letzten Juniwoche sind die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Dennoch erreichten der britische, der iberische und der italienische Markt in dieser Woche zeitweise Tagespreise von über 100 €/MWh. Niedrigere Gas- und CO2-Preise trugen zusammen mit der gestiegenen Windstromproduktion zu den Preisrückgängen bei. Darüber hinaus verzeichnete die Photovoltaik in Spanien, Portugal und Italien eine Rekordtagesproduktion.
PV-Solarproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 23. Juni stieg die PV-Solarproduktion in Italien und Spanien im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete den größten Anstieg von 9,4 %, während der spanische Markt einen Anstieg von 0,6 % verzeichnete und damit den Aufwärtstrend in der dritten Woche in Folge fortsetzte. Im Gegensatz dazu haben der deutsche, der französische und der portugiesische Markt ihre PV-Produktion reduziert und damit den positiven Trend der Vorwoche umgekehrt. Deutschland verzeichnete mit 20 % den größten Rückgang, gefolgt von Frankreich mit einem Minus von 12 % und Portugal mit dem geringsten Rückgang von 2,6 %.
Im Laufe der Woche erreichten die spanischen, portugiesischen und italienischen Märkte neue Rekorde bei der PV-Solarproduktion. Am 26. Juni verzeichneten die iberischen Märkte mit 235 GWh in Spanien und 30 GWh in Portugal ihre bisher höchste PV-Solarstromproduktion. Italien erreichte seinen Rekord am 29. Juni mit einer Erzeugung von 157 GWh.
In der Woche vom 30. Juni erwarten die Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg auf dem deutschen und spanischen Markt. Dagegen wird die Produktion mit dieser Technologie auf dem italienischen Markt zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.In der letzten Juniwoche stieg die Windenergieerzeugung in den meisten großen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche an. Deutschland verzeichnete mit 160 % den größten Anstieg, nachdem in zwei aufeinanderfolgenden Wochen ein Rückgang zu verzeichnen war. Spanien verzeichnete mit 11 % den geringsten Anstieg. In Frankreich und Italien setzte sich der Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort, mit einem Anstieg von 14 % bzw. 37 %. Im Gegensatz dazu ging die Windstromproduktion in Portugal in der dritten Woche weiter zurück und sank um 5,1 %.
Am Montag, den 23. Juni, erreichte der deutsche Markt mit 676 GWh die zweithöchste Windstromproduktion für einen Junitag in der Geschichte. Am Samstag, den 28. Juni, verzeichnete der italienische Markt eine Windenergieproduktion von 123 GWh und damit den höchsten Wert für einen Juni seit dem 16. Juni 2023, als 126 GWh erzeugt wurden.
In der ersten Juliwoche deuten die Prognosen für die Windenergieerzeugung von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg auf der Iberischen Halbinsel hin. Dagegen wird für Italien, Deutschland und Frankreich ein Rückgang der Windenergieerzeugung erwartet.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 23. Juni stieg die Stromnachfrage in den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte im Vergleich zur Vorwoche. Deutschland und Italien verzeichneten mit 8,2 % bzw. 8,1 % die größten Zuwächse. Frankreich wies mit 2,6 % das geringste Wachstum auf, während Portugal einen Anstieg von 3,9 % verzeichnete.
Der Anstieg in Portugal und Deutschland war auf eine Erholung der Nachfrage nach dem Fronleichnamsfest am 19. Juni zurückzuführen, das in Portugal und in mehreren Regionen Deutschlands als Feiertag begangen wird. In Frankreich und Italien setzte sich der Aufwärtstrend in der vierten bzw. fünften Woche in Folge fort.
Dagegen kehrten Spanien, Belgien und Großbritannien den Trend um und verzeichneten einen Rückgang der Stromnachfrage. Der britische Markt wies mit 2,0 % den größten Rückgang auf, gefolgt von Belgien mit einem Minus von 1,4 %. In Spanien trug der regionale Feiertag am 24. Juni, der Tag des Heiligen Johannes des Täufers, der in mehreren autonomen Gemeinschaften begangen wird, zu einem Nachfragerückgang von 0,1 % bei.
Gleichzeitig stiegen die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten Märkte. Die Anstiege reichten von 0,3°C in Spanien bis 2,2°C in Deutschland. In Großbritannien sanken die wöchentlichen Durchschnittstemperaturen um 0,7°C, was zu einer geringeren Nachfrage auf diesem Markt beitrug.
Die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting gehen für die Woche vom 30. Juni von einem Anstieg in den Märkten Deutschland, Belgien, Frankreich, Italien, Spanien und Großbritannien aus. Im Falle Spaniens wird die Hitzewelle, die am Samstag, den 28. Juni begann und nach Schätzungen die ganze Woche über anhalten wird, zusammen mit der Erholung der Nachfrage nach dem regionalen Feiertag am 24. Juni den Anstieg der Nachfrage begünstigen. Für den portugiesischen Markt hingegen wird ein Nachfragerückgang prognostiziert.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der vierten Juniwoche fielen die Durchschnittspreise auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Den größten prozentualen Preisrückgang verzeichnete der britische N2EX-Markt mit 28%. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise zwischen 1,3 % auf dem italienischen IPEX-Markt und 14 % auf dem nordischen Nordpool-Markt. Die Ausnahme war der EPEX SPOT-Markt in Frankreich, wo die Preise um 19 % stiegen.
In der Woche vom 23. Juni lagen die Wochenmittelwerte auf den meisten europäischen Strommärkten über 60 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Durchschnittswert von 15,84 €/MWh. Der italienische Markt erreichte den höchsten Wochendurchschnitt von 117,27 €/MWh. Auf den übrigen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Preise von 61,28 €/MWh auf dem französischen Markt bis 87,84 €/MWh auf dem portugiesischen MIBEL-Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der nordische Markt am Sonntag, den 29. Juni, mit 0,79 €/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der vierten Juniwoche unter den untersuchten Märkten. Dies war der niedrigste Preis seit dem 26. August 2024. Im Gegensatz dazu erreichten der britische, der spanische, der italienische und der portugiesische Markt in dieser Woche einige Male Tagespreise über 100 €/MWh. Am Montag, dem 23. Juni, erreichte der italienische Markt mit 136,57 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt. Dies war der höchste Preis seit dem 27. Februar.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten europäischen Strommärkte in der vierten Juniwoche negative Stundenpreise. Ausnahmen bildeten der spanische, italienische und portugiesische Markt. Am Sonntag, den 29. Juni, von 14:00 bis 15:00 Uhr, erreichte der belgische Markt mit -35,19 €/MWh den niedrigsten Stundenpreis der Woche. Der nordische Markt verzeichnete am Sonntag zwischen 13:00 und 14:00 Uhr mit -9,98 €/MWh den niedrigsten Preis seit dem 26. August 2024.
In der Woche vom 23. Juni führten niedrigere Gaspreise und CO2-Emissionszertifikate sowie eine erhöhte Windstromproduktion in den meisten Märkten zu niedrigeren Preisen auf den europäischen Strommärkten. In Spanien und Italien nahm auch die Solarproduktion zu. Darüber hinaus ging in einigen Märkten die Stromnachfrage zurück.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der ersten Juliwoche auf den meisten europäischen Strommärkten steigen werden, was in den meisten Fällen auf den Anstieg der Nachfrage und den Rückgang der Windstromproduktion zurückzuführen ist. Der Anstieg der Windenergieproduktion auf der iberischen Halbinsel wird jedoch niedrigere Preise auf dem MIBEL-Markt begünstigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt erreichten am Montag, den 23. Juni, ihren Wochenschlusskurs mit 71,48 $/bbl. Dieser Preis lag bereits 7,2 % niedriger als in der letzten Sitzung der Vorwoche. Am Dienstag, dem 24. Juni, sanken die Preise weiter und fielen gegenüber Montag um 6,1 %. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Dienstag ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 67,14 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 11. Juni. In den letzten drei Sitzungen der vierten Juniwoche stiegen die Preise leicht an, blieben aber unter 68 $/bbl. Am Freitag, dem 27. Juni, lag der Schlusskurs bei 67,77 $/bbl und damit 12 % niedriger als am vorangegangenen Freitag.
Die nachlassenden Spannungen im Nahen Osten trugen zum Rückgang der Brent-Öl-Futures-Preise in der vierten Juniwoche bei. Die Möglichkeit weiterer Produktionssteigerungen durch die OPEC+ wirkte sich ebenfalls preismindernd aus.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat erreichten am Montag, den 23. Juni, ihren Wochenschlusskurs von 40,52 €/MWh. Dieser Preis lag um 1,0 % niedriger als in der letzten Sitzung der Vorwoche. Der Abwärtstrend setzte sich auch in der vierten Juniwoche fort. So verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 27. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 33,09 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Preis um 19 % niedriger als am vorangegangenen Freitag und der niedrigste seit dem 6. Mai.
In der vierten Juniwoche trugen die gestiegenen Gaslieferungen aus Norwegen und die geringere Nachfrage aufgrund der gestiegenen Windkraftproduktion zum Rückgang der TTF-Gas-Terminpreise bei. Darüber hinaus nahmen die Befürchtungen von Unterbrechungen bei der Versorgung mit Flüssiggas ab, da die Spannungen im Nahen Osten nachließen.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Benchmark-Kontrakt Dezember 2025 erreichten am Dienstag, dem 24. Juni, ihren Wochenschlusskurs von 73,56 €/t. Danach gingen die Preise zurück. Am Donnerstag, dem 26. Juni, verzeichneten diese Futures mit 70,40 €/t ihren niedrigsten Wochenschlusskurs. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 10. Mai. Am Freitag, dem 27. Juni, kam es zu einer leichten Erholung, und der Schlusspreis lag bei 70,97 €/t. Dieser Preis war jedoch immer noch 2,7 % niedriger als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte, Speicherung und Projektfinanzierung
Das 57. Webinar der monatlichen Webinarreihe von AleaSoft Energy Fore casting findet am Donnerstag, den 10. Juli, statt. Neben der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte wird das Webinar die aktuelle Situation und die Aussichten für PPAs analysieren, wobei der Schwerpunkt auf der Sichtweise der Großverbraucher liegt. Das Webinar wird sich auch mit den Aussichten für die Energiespeicherung und dem Aufruf der IDAE zur Förderung der Energiespeicherung befassen.
An dem runden Tisch werden Pedro González, Generaldirektor der AEGE, und Roger Font, Managing Director Project Finance Energy bei der Banco Sabadell, teilnehmen. Pedro González wird die Perspektive der stromintensiven Großverbraucher einbringen, während Roger Font die Herausforderungen und Chancen der Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien und der Energiespeicherung im aktuellen Marktumfeld ansprechen wird.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
