AleaSoft Energy Forecasting, 8. September 2025. In der ersten Septemberwoche sanken die Wochenpreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche und lagen größtenteils unter 75 €/MWh. An einigen Tagen verzeichneten die meisten Märkte Tagespreise unter 30 €/MWh, obwohl Italien und Deutschland sogar über 100 €/MWh lagen. Die Wind- und Solarstromproduktion stieg in den meisten Märkten ebenso wie die Stromnachfrage. Die Solarstromproduktion erreichte den höchsten Wert für einen Tag im September in den wichtigsten europäischen Märkten. Am 5. September erreichten die CO2-Futures den höchsten Schlusskurs seit Mitte Februar.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der ersten Septemberwoche stieg die Photovoltaik-Produktion in Frankreich, Italien und Spanien gegenüber der Vorwoche und kehrte damit den Abwärtstrend der letzten Wochen um. Der französische Markt verzeichnete mit 6,3 % den größten Anstieg, während der spanische Markt mit 1,1 % den geringsten Anstieg verzeichnete. Italien verzeichnete einen Anstieg von 4,7 %. Dagegen verzeichneten der portugiesische und der deutsche Markt zum zweiten bzw. dritten Mal in Folge einen Rückgang bei der Stromerzeugung mit dieser Technologie. Portugal verzeichnete mit 14 % den stärksten Rückgang, während Deutschland seine Produktion um 5,1 % reduzierte.
Im Laufe der Woche erreichten die wichtigsten europäischen Märkte historische Rekorde bei der photovoltaischen Solarstromerzeugung für einen Tag im September. Auf dem spanischen Markt geschah dies am Donnerstag, dem 4. September, mit einer Erzeugung von 192 GWh. Einen Tag später, am Freitag, dem 5. September, verzeichneten der französische und der portugiesische Markt mit 131 GWh bzw. 23 GWh ihre höchsten Tageswerte bei der Erzeugung mit dieser Technologie im September. Am Samstag, dem 6. September, erreichte der deutsche Markt schließlich 361 GWh und der italienische Markt 132 GWh an Solarstromproduktion an einem Tag im September.
Für die zweite Septemberwoche prognostizieren die Solarproduktionsprognosen von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg der photovoltaischen Solarstromerzeugung auf dem spanischen Markt und Rückgänge auf dem deutschen und italienischen Markt.
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 Woche vom 1. September stieg die Windenergieproduktion in den meisten wichtigen europäischen Märkten gegenüber der Vorwoche. Deutschland verzeichnete mit 60 % den größten Anstieg, gefolgt von Frankreich mit 38 %, das zwei Wochen in Folge einen Anstieg verzeichnete. Spanien verzeichnete mit 26 % den geringsten Anstieg und setzte sein Wachstum zum dritten Mal in Folge fort. Im Gegensatz dazu verzeichneten der portugiesische und der italienische Markt einen Rückgang bei der Stromerzeugung aus dieser Technologie. Portugal verzeichnete mit 15 % den stärksten Rückgang, während Italien zwei Wochen in Folge Rückgänge verzeichnete und seine Produktion um 6,7 % reduzierte.
Für die Woche vom 7. September deuten die Prognosen zur Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting auf Rückgänge in den wichtigsten europäischen Strommärkten hin.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der ersten Septemberwoche stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Märkten gegenüber der Vorwoche an. Der britische Markt verzeichnete mit 7,2 % den größten Anstieg, was auf die Erholung der Nachfrage nach dem Feiertag „Summer Bank Holiday” am 25. August zurückzuführen ist. Die Märkte in Deutschland, Italien und Portugal verzeichneten einen Anstieg von 1,7 %, 2,1 % bzw. 3,9 %. Deutschland und Portugal setzten den Aufwärtstrend zum zweiten Mal in Folge fort, während Italien drei Wochen in Folge ein Wachstum verzeichnete. Der belgische Markt verzeichnete mit 0,8 % den geringsten Anstieg und setzte seinen Aufwärtstrend in der sechsten Woche in Folge fort. Die Märkte in Frankreich und Spanien hingegen verzeichneten einen Rückgang der Nachfrage um 0,3 % bzw. 1,6 %.
Die Durchschnittstemperaturen waren in allen untersuchten Märkten niedriger als in der Vorwoche. Großbritannien, Italien, Portugal und Spanien verzeichneten die stärksten Rückgänge, die zwischen 1,3 °C in Großbritannien und 1,7 °C in Spanien lagen. Belgien, Deutschland und Frankreich verzeichneten mit 0,3 °C, 0,8 °C bzw. 0,9 °C die geringsten Rückgänge.
Für die Woche vom 8. September zeigen die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting einen Rückgang der Nachfrage auf den Märkten Spaniens, Deutschlands, Portugals, Belgiens und Frankreichs, während die Märkte Großbritanniens und Italiens einen Anstieg verzeichnen werden.
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 ersten Septemberwoche sanken die Durchschnittspreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten gegenüber der Vorwoche. Der Nord Pool-Markt der nordischen Länder und der EPEX SPOT-Markt in Frankreich verzeichneten mit 38 % bzw. 48 % die größten prozentualen Preisrückgänge. Demgegenüber verzeichneten der IPEX-Markt in Italien und der EPEX SPOT-Markt in Deutschland mit 3,1 % bzw. 5,9 % die geringsten Preisrückgänge. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten sanken die Preise zwischen 7,7 % auf dem N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und 31 % auf dem MIBEL-Markt in Spanien und Portugal.
In der Woche vom 1. September lagen die Wochenmittelwerte in den meisten europäischen Strommärkten unter 75 €/MWh. Ausnahmen bildeten der deutsche und der italienische Markt mit Durchschnittswerten von 84,90 €/MWh bzw. 106,46 €/MWh. Der französische Markt verzeichnete mit 28,79 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Preise zwischen 43,61 €/MWh auf dem nordischen Markt und 74,46 €/MWh auf dem britischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so verzeichneten die Märkte in Belgien, Großbritannien, Spanien, Frankreich, Skandinavien und Portugal an einigen Tagen der ersten Septemberwoche Tagespreise unter 30 €/MWh. Am Sonntag, dem 7. September, erreichte der französische Markt mit 13,24 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt unter den analysierten Märkten. Dieser Preis war der niedrigste auf dem französischen Markt seit dem 6. August. Auf dem spanischen und portugiesischen Markt lag der Preis am Samstag, dem 6. September, bei 26,54 €/MWh, dem niedrigsten Tagesdurchschnitt seit dem 16. Juni.
In der ersten Septemberwoche hingegen verzeichneten der deutsche und der italienische Markt an einigen Tagen Tagespreise von über 100 €/MWh. Am 2. September erreichte der deutsche Markt mit 122,09 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche. Dies war der höchste Preis seit dem 2. Juli. Am Montag, dem 8. September, war der Tagespreis auf dem deutschen Markt mit 123,56 €/MWh jedoch noch höher.
In der Woche vom 1. September führten der Rückgang der wöchentlichen Gaspreise und der Anstieg der Windenergieproduktion in den meisten Märkten zu einem Preisrückgang auf den europäischen Strommärkten. Darüber hinaus sank die Stromnachfrage auf den spanischen, französischen und niederländischen Märkten, während die Solarenergieproduktion in Spanien, Frankreich und Italien zunahm.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise auf den europäischen Strommärkten in der zweiten Septemberwoche aufgrund des Rückgangs der Windenergieproduktion steigen werden. Darüber hinaus wird die Solarenergieproduktion in Deutschland und Italien zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Front-Month-Futures für Brent-Rohöl erreichten am Dienstag, dem 2. September, ihren höchsten Wochenendstand von 69,14 $/bbl auf dem ICE-Markt. Dieser Preis war der höchste seit dem 2. August. Anschließend sanken die Preise. Infolge dieser Rückgänge verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 5. September, ihren niedrigsten Wochenendstand von 65,50 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 3,8 % unter dem des Vorwochenendes und war der niedrigste seit dem 6. Juni.
Die Erwartungen hinsichtlich weiterer Produktionssteigerungen seitens der OPEC+ und der Anstieg der Rohölreserven in den Vereinigten Staaten wirkten sich in der ersten Septemberwoche negativ auf die Preise für Brent-Rohöl-Futures aus. Am Sonntag, dem 7. September, vereinbarte die OPEC+, ihre Produktion im Oktober weiter zu steigern, wenn auch in geringerem Umfang als in den Vormonaten.
Die Schlusskurse der TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month blieben in der ersten Septemberwoche bei etwa 32 €/MWh. Am Dienstag, dem 2. September, verzeichneten diese Futures ihren wöchentlichen Tiefststand von 31,77 €/MWh. Am Donnerstag, dem 4. September, erreichten sie hingegen ihren wöchentlichen Höchststand von 32,41 €/MWh. Nach einem Rückgang von 1,4 % gegenüber dem Vortag lag der Schlusskurs am Freitag, dem 5. September, bei 31,97 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis immer noch um 1,1 % über dem des vorangegangenen Freitags.
Das reichliche Angebot sorgte dafür, dass die Preise für TTF-Gas-Futures in der ersten Septemberwoche bei etwa 32 €/MWh blieben. Die europäischen Speicherstände stiegen weiter an und näherten sich zunehmend dem von der Europäischen Union für Anfang November festgelegten Ziel einer Füllquote von 90 %.
Was die Futures auf CO2-Emissionsrechte auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 betrifft, so verzeichneten sie am Dienstag, dem 2. September, ihren wöchentlichen Tiefststand von 73,61 €/t. In den übrigen Sitzungen der ersten Septemberwoche stiegen die Preise. Infolgedessen erreichten diese Futures am Freitag, dem 5. September, ihren wöchentlichen Höchstschlusskurs von 76,03 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 4,2 % über dem des Vorwochenfreitags und war der höchste seit dem 18. Februar.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die Energiemärkte in Europa, Batterien und Eigenverbrauch
Am Donnerstag, dem 18. September, veranstaltet AleaSoft Energy Forecasting das 58. Webinar seiner monatlichen Webinar-Reihe. Das Webinar befasst sich mit der Entwicklung und den Aussichten der europäischen Energiemärkte, dem Fortschritt und der Zukunft der Energiespeicherung mit Batterien sowie der aktuellen Situation und den Erwartungen im Bereich Eigenverbrauch. Darüber hinaus werden die Dienstleistungen von AleaSoft für Energieversorger vorgestellt.
An der Diskussionsrunde nehmen folgende Referenten teil: Xavier Cugat, Technischer Direktor bei Seraphim, Francisco Valverde, unabhängiger Fachmann für die Entwicklung erneuerbarer Energien, und Alejandro Diego Rosell, Referent und Berater im Energiebereich, Studienleiter bei World Wide Recruitment und Dozent an der EOI.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
