AleaSoft Energy Forecasting, 2. Juli 2026. Im Juni 2026 erreichte die Solar-Photovoltaik-Energieerzeugung auf den wichtigsten europäischen Strommärkten historische Höchststände. Auch die Windenergieerzeugung brach in Frankreich und Portugal Rekorde für einen Monat Juni. Die monatlichen Durchschnittspreise stiegen auf den meisten Märkten, angetrieben durch die höhere Sommernachfrage und die höheren CO2-Emissionspreise, trotz des Rückgangs der TTF-Gaspreise und der Brent-Ölpreise im Vergleich zum Mai.
Solar-Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
Im Juni 2026 stieg die Solar-Photovoltaik-Energieerzeugung auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum gleichen Monat des Vorjahres. Spanien verzeichnete mit 18% das höchste prozentuale Wachstum. Es folgten Frankreich mit 17% und Portugal mit 16%. Deutschland steigerte seine Erzeugung um 5.5%, während Italien mit 0.7% den geringsten Anstieg verzeichnete.
Im Vergleich zum Mai 2026 wuchs die Solar-Photovoltaik-Energieerzeugung ebenfalls auf allen analysierten Märkten. Spanien und Portugal verzeichneten mit jeweils 18% die größten Anstiege. Frankreich steigerte seine Erzeugung um 15% und Italien um 11%, während Deutschland mit 4.8% den geringsten Anstieg verzeichnete.
Im Juni 2026 brachen die wichtigsten europäischen Strommärkte ihre historischen Höchstwerte bei der Solar-Photovoltaik-Energieerzeugung. Deutschland führte die monatliche Photovoltaik-Energieerzeugung mit 11 168 GWh an, seinem bislang höchsten Wert. Spanien erreichte 6957 GWh, gefolgt von Italien mit 4428 GWh und Frankreich mit 4384 GWh. Auch Portugal stellte mit 823 GWh einen neuen historischen Höchstwert auf.
Diese Rekorde bei der Solar-Photovoltaik-Energieerzeugung spiegeln das jährliche Wachstum der installierten Leistung wider. Zwischen Juni 2025 und Juni 2026 fügte der spanische Markt nach Daten von Red Eléctrica 8689 MW an Solar-Photovoltaik-Leistung hinzu, ohne Eigenverbrauch. Im gleichen Zeitraum fügte der portugiesische Markt nach Daten von REN 739 MW zum System hinzu.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Im Juni 2026 stieg die Windenergieerzeugung im Jahresvergleich auf den meisten der wichtigsten analysierten europäischen Strommärkte. Portugal verzeichnete mit 24% den größten Anstieg. In Spanien erreichte der Anstieg 18% und in Frankreich 17%. Dagegen fiel die Windenergieerzeugung in Deutschland um 25% im Vergleich zum Juni 2025 und ging in Italien um 1.8% zurück.
Im Vergleich zum Mai 2026 stieg die Windenergieerzeugung ebenfalls auf den meisten der wichtigsten analysierten europäischen Strommärkte. Spanien verzeichnete mit 16% das größte Wachstum, gefolgt von Deutschland, Frankreich und Portugal mit Anstiegen von 15%, 13% bzw. 7.2%. Die Ausnahme war Italien, wo die Windenergieerzeugung im Vergleich zum Vormonat um 42% fiel.
Die französischen und portugiesischen Märkte erreichten historische Höchstwerte der Windenergieerzeugung für einen Monat Juni, mit einer Erzeugung von 2969 GWh bzw. 875 GWh. In Deutschland erreichte die Erzeugung 7895 GWh, ihre zweithöchste monatliche Erzeugung für einen Monat Juni.
Nach Daten von Red Eléctrica fügte der spanische Markt zwischen Juni 2025 und Juni 2026 729 MW an neuer Windkraftleistung hinzu, ohne Eigenverbrauch. Im gleichen Zeitraum fügte der portugiesische Markt nach Daten von REN 121 MW zum System hinzu.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
Im Juni 2026 stieg die Stromnachfrage im Jahresvergleich auf allen wichtigsten analysierten europäischen Märkten. Der belgische Markt verzeichnete mit 9.2% den größten Anstieg, während der spanische Markt mit 0.7% den geringsten Anstieg verbuchte. In Italien, Großbritannien, Portugal, Frankreich und Deutschland wuchs die Nachfrage zwischen den 1.9% des italienischen Marktes und den 3.5% des deutschen Marktes.
Im Vergleich zum Mai 2026 stieg die Nachfrage auf den meisten der analysierten europäischen Märkte. Italien verzeichnete mit 16% den größten Anstieg. Es folgte Spanien mit einem Anstieg von 14%. Portugal, Belgien, Deutschland und Frankreich verzeichneten Zuwächse zwischen den 3.3% Portugals und den 6.0% Frankreichs. Dagegen fiel die Nachfrage in Großbritannien um 0.8%.
Die Durchschnittstemperaturen im Juni 2026 übertrafen jene des Juni 2025 auf den nord- und mitteleuropäischen Märkten. Deutschland verzeichnete mit 1.1°C den größten Anstieg, während Belgien mit 0.1°C den geringsten Anstieg verbuchte. In Großbritannien und Frankreich stiegen die Temperaturen um 0.4°C bzw. 0.8°C. Dagegen verzeichneten Spanien, Portugal und Italien niedrigere Temperaturen als im Juni 2025, mit Rückgängen von 0.4°C in Spanien und 0.2°C in Portugal und Italien.
Im Vergleich zum Mai 2026 waren die Durchschnittstemperaturen im Juni auf allen analysierten Märkten höher. Italien verzeichnete mit 6.0°C den größten Anstieg, während Großbritannien mit 3.6°C den geringsten Anstieg verbuchte. Auf den übrigen Märkten stiegen die Durchschnittstemperaturen zwischen den 4.5°C Belgiens und den 5.5°C Deutschlands.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Im Juni 2026 überstiegen die monatlichen Durchschnittspreise €100/MWh auf fünf der wichtigsten von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkte. Der italienische Markt erreichte €132.50/MWh, der britische Markt €114.94/MWh, der belgische Markt €112.13/MWh, der niederländische Markt €110.08/MWh und der deutsche Markt €109.52/MWh. Dagegen verzeichneten die iberischen Märkte und der französische Markt niedrigere Preise, mit Durchschnittswerten von €69.59/MWh in Spanien, €70.25/MWh in Portugal und €66.07/MWh in Frankreich. Der nordische Markt schloss den Monat bei €64.78/MWh.
Im Vergleich zum Mai 2026 stiegen die Durchschnittspreise auf den meisten der von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkte. Die größten prozentualen Anstiege entfielen auf die portugiesischen und spanischen Märkte mit 30% bzw. 28%. Frankreich verzeichnete einen Anstieg von 27%, Belgien von 22%, die Niederlande von 16% und Deutschland von 12%, während Italien um 11% stieg. Die Ausnahmen waren die nordischen und britischen Märkte mit Rückgängen von 15% bzw. 4.8%.
Vergleicht man die Juni-Durchschnittspreise mit jenen des gleichen Monats 2025, stiegen die Preise ebenfalls auf den meisten der analysierten europäischen Strommärkte. Der nordische Markt verzeichnete mit 236% den größten prozentualen Anstieg, gefolgt von den belgischen und deutschen Märkten mit Anstiegen von 72% bzw. 71%. Die niederländischen und französischen Märkte verzeichneten Anstiege von 63% und 62%, der britische Markt 46% und der italienische Markt 19%. Dagegen verzeichneten die iberischen Märkte Rückgänge im Jahresvergleich, mit 4.1% in Spanien und 5.3% in Portugal.
Infolge der Preisanstiege erreichten die belgischen und niederländischen Märkte ihre höchsten Monatsdurchschnitte seit März 2025. Die deutschen, französischen, portugiesischen und spanischen Märkte verzeichneten ihre höchsten Preise seit Februar 2026, während der italienische Markt seinen höchsten Monatsdurchschnitt seit April 2026 erreichte.
Der Anstieg der Preise der CO2-Emissionszertifikate im Vergleich zum Mai begünstigte zusammen mit dem starken Nachfrageanstieg zu Sommerbeginn den Preisanstieg auf den meisten kontinentalen Strommärkten im Vergleich zum Vormonat. Der Rückgang der Windenergieerzeugung in Italien trug ebenfalls zum Preisanstieg auf diesem Markt bei.
Im Vergleich zum Juni 2025 trieben der Anstieg der TTF-Gas- und CO2-Preise zusammen mit dem Nachfragewachstum auf den meisten Märkten die jährlichen Anstiege auf den kontinentalen Märkten Nord- und Mitteleuropas an. Der Rückgang der Windenergieerzeugung in Deutschland trug ebenfalls zum Preisanstieg auf diesem Markt bei. Auf den iberischen Märkten führte ein höherer Beitrag der erneuerbaren Energien zum jährlichen Preisrückgang.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von OMIE, RTE, Nord Pool und GME.Brent, Brennstoffe und CO2
Die Front-Month-Futures für Brent-Öl auf dem ICE-Markt verzeichneten im Juni 2026 einen Durchschnittspreis von $84.43/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Monatsdurchschnitt der niedrigste seit März. Dieser Wert lag 19% unter dem des Mai 2026, als der Durchschnitt bei $103.71/bbl lag. Er übertraf jedoch den Durchschnitt des Juni 2025, der $69.80/bbl erreichte, um 21%.
Im Juni drückten die Fortschritte in den diplomatischen Verhandlungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran sowie die Aussicht auf ein größeres Angebot auf den internationalen Märkten die Ölpreise nach unten. Die Erwartungen einer Verlangsamung der globalen Nachfrage trugen ebenfalls zum Rückgang des Durchschnittspreises im Vergleich zum Vormonat bei.
Bei den Front-Month-Futures für TTF-Gas auf dem ICE-Markt lag der im Juni 2026 verzeichnete Durchschnittspreis bei €44.94/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Preis der niedrigste seit März. Dieser Wert lag 4.8% unter dem des Mai 2026, als der Durchschnitt bei €47.23/MWh lag. Im Vergleich zum Juni 2025, dessen Durchschnittspreis €36.65/MWh betrug, erreichte der Anstieg 23%.
Der Rückgang des TTF-Gaspreises im Vergleich zum Mai 2026 stand im Zusammenhang mit einer größeren Angebotsverfügbarkeit und der Entspannung der geopolitischen Spannungen in einigen Regionen. Die europäischen Gasreserven blieben jedoch für die Jahreszeit relativ niedrig, was das Ausmaß des Rückgangs begrenzte und die Gaspreise über den Niveaus des Juni 2025 hielt.
Bei den Futures für CO2–Emissionszertifikate auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 erreichte der Durchschnittspreis im Juni €79.06/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Durchschnitt der höchste seit Februar. Dieser Wert lag 3.6% über den im Mai 2026 verzeichneten €76.31/t und übertraf den Durchschnitt des Juni 2025 von €74.94/t um 5.5%.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting für die Energiespeicherung
Um eine rentable und bankfähige Investition zu erreichen, müssen Energiespeicherprojekte die Konfiguration identifizieren, die die Erlöse maximiert, die Entwicklung der Chancen aus Arbitrage und Regelenergiediensten antizipieren, die Auswirkungen bewerten, die die wachsende Batteriedurchdringung auf diese Erlöse haben wird, und die optimale Dimensionierung von Hybridprojekten definieren. Diese Fragen sind sowohl bei Stand-alone-Systemen als auch bei Hybridanlagen, wie Solar-Photovoltaik- oder Windkraftanlagen mit Batterien, besonders relevant.
Um diese Herausforderungen anzugehen, helfen die Dienstleistungen der Division AleaStorage von AleaSoft Energy Forecasting dabei, die Erlöse, die Dimensionierung und die Rentabilität von Speichersystemen zu optimieren. Die Lösungen von AleaStorage umfassen Berichte zur Schätzung der langfristigen Erlöse für verschiedene Konfigurationen von Energiespeicherprojekten, sowohl für hybride Solar-Photovoltaik-Systeme mit Batterien als auch für Stand-alone-Anlagen. Die Analyse vergleicht verschiedene Dauern und Betriebsmodi und umfasst Erlösprognosen aus der Arbitrage auf den Day-Ahead- und Intraday-Märkten, aus Regelenergiediensten und aus dem Kapazitätsmarkt.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.