AleaSoft Energy Forecasting, 21. Juli 2025. In der dritten Juliwoche blieben die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten auf einem ähnlichen Niveau wie in der Vorwoche, wobei sie in den meisten Fällen leicht anstiegen. Die PV-Solarstromerzeugung erreichte in Spanien am 16. Juli ein Allzeithoch, während in Portugal am 14. Juli der höchste Wert für einen einzelnen Tag im Juli verzeichnet wurde. Die Stromnachfrage stieg in mehreren Märkten, und obwohl die Preise für CO2-Emissionszertifikate zu Beginn der Woche stiegen, blieben sie in etwa auf dem Niveau der Vorwoche, ebenso wie die Gaspreise.
Producción solar fotovoltaica y producción eólica
In der Woche vom 14. Juli stieg die PV-Erzeugung in einigen der wichtigsten europäischen Strommärkte im Vergleich zur Vorwoche an. Die Steigerungen reichten von 5,3 % auf dem deutschen Markt bis zu 10 % auf dem portugiesischen Markt. Der spanische Markt setzte seinen Aufwärtstrend in der zweiten Woche in Folge fort und verzeichnete einen Anstieg von 7,0 %. Darüber hinaus erreichte dieser Markt mit einer Erzeugung von 237 GWh am 16. Juli einen Allzeitrekord für die PV-Produktion. Zwei Tage zuvor, am 14. Juli, hatte der portugiesische Markt mit 30 GWh einen neuen Rekord für die PV-Erzeugung an einem einzigen Tag im Juli aufgestellt. Im Gegensatz dazu kehrten der französische und der italienische Markt das Wachstum der Vorwoche um und verzeichneten Rückgänge von 18 % bzw. 0,3 %.
Laut den Solarstromprognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird die photovoltaische Solarstromproduktion in der Woche vom 21. Juli auf dem deutschen, spanischen und 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 Woche vom 14. Juli stieg die Windenergieproduktion in einigen der wichtigsten europäischen Märkte im Vergleich zur Vorwoche. Der portugiesische und der spanische Markt kehrten die Rückgänge der Vorwoche um und verzeichneten einen Anstieg von 75 % bzw. 4,8 %. Auf dem französischen Markt stieg die Produktion mit dieser Technologie in der fünften Woche in Folge, diesmal um 22 %. Auf dem italienischen und dem deutschen Markt ging die Windenergieproduktion dagegen zurück. Auf dem italienischen Markt ging sie um 27 % zurück und kehrte damit den Anstieg der Vorwoche um, während sie auf dem deutschen Markt in der dritten Woche in Folge sank, diesmal um 21 %.
In der Woche vom 21. Juli wird laut den Windkraftprognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Windkraftproduktion auf dem deutschen und spanischen Markt steigen. Auf dem französischen, portugiesischen und italienischen Markt wird hingegen ein Rückgang erwartet.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 14. Juli stieg die Stromnachfrage in den meisten europäischen Hauptmärkten. Die Zuwächse reichten von 0,1 % auf dem französischen Markt bis zu 7,0 % auf dem italienischen Markt. Im Falle des französischen Marktes war der Anstieg aufgrund des französischen Nationalfeiertages am Montag, dem 14. Juli, moderater. Dagegen verzeichneten der portugiesische, der belgische und der deutsche Markt im Wochenvergleich Rückgänge von 3,4 %, 2,9 % bzw. 1,1 %.
Gleichzeitig stiegen die Durchschnittstemperaturen in den meisten der untersuchten Märkte. Die Steigerungen reichten von 1,1°C in Spanien bis 2,4°C in Belgien. In Großbritannien hingegen sanken die Durchschnittstemperaturen im Vergleich zur Vorwoche um 0,7°C.
Für die Woche vom 21. Juli wird laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting ein Anstieg der Nachfrage auf dem italienischen, portugiesischen und britischen Markt erwartet. Für den belgischen, spanischen, französischen und deutschen Markt wird hingegen ein Nachfragerückgang erwartet.
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 dritten Juliwoche lagen die Durchschnittspreise an den meisten wichtigen europäischen Strommärkten über denen der Vorwoche. Ausnahmen waren der nordische Markt Nord Pool und der belgische Markt EPEX SPOT, wo die Wochendurchschnitte um 1,3 % bzw. 2,5 % sanken. Den größten prozentualen Anstieg verzeichnete der französische EPEX SPOT-Markt mit einem Plus von 22 %. Der Anstieg auf dem französischen Markt konzentrierte sich auf die ersten Tage der Woche, während am Wochenende ein Rückgang zu verzeichnen war, wobei der niedrigste Preis der Woche unter den wichtigsten europäischen Märkten am Sonntag erzielt wurde. Der niederländische Markt EPEX SPOT hingegen verzeichnete mit 0,1 % den geringsten Anstieg. Auf den übrigen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 0,2 % auf dem portugiesischen MIBEL-Markt und 8,8 % auf dem italienischen IPEX-Markt.
In der Woche vom 14. Juli blieben die meisten europäischen Strommärkte im Wochendurchschnitt über 75 €/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische und der französische Markt, deren Durchschnittswerte bei 33,12 €/MWh bzw. 60,89 €/MWh lagen. Der italienische IPEX-Markt erreichte mit 117,87 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Preise von 77,80 €/MWh auf dem iberischen Markt bis 95,53 €/MWh auf dem britischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so verzeichnete der französische Markt am Sonntag, den 20. Juli, mit 20,58 €/MWh den niedrigsten Tagesdurchschnitt der untersuchten Märkte. Dagegen erreichte der italienische Markt mit 122,52 €/MWh am Dienstag, dem 15. Juli, den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche. Auf diesem Markt blieben die Preise während der gesamten Woche über 110 €/MWh.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die Strommärkte in Belgien, Deutschland, den Niederlanden, Spanien und Portugal in der dritten Juliwoche in einigen Stunden negative Werte. Am Sonntag, den 20. Juli, zwischen 16:00 und 17:00 Uhr, erreichte der iberische Markt in Spanien und Portugal mit -1,01 €/MWh den niedrigsten Stundenpreis der Woche.
In der Woche vom 14. Juli führten der Anstieg der Nachfrage auf den meisten analysierten Märkten sowie der Anstieg der Preise für CO2-Emissionszertifikate zu Beginn der Woche im Vergleich zur Vorwoche dazu, dass die Preise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten höher waren als in der Vorwoche. Dieses Verhalten wurde auch durch den geringeren Beitrag der Solar- und Windenergieerzeugung auf einigen Märkten beeinflusst.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der vierten Juliwoche in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten sinken werden, was auf die sinkende Nachfrage und die steigende Windstromproduktion in einigen dieser Märkte zurückzuführen ist.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Schlusskurse der Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat an der ICE-Börse waren in der dritten Juliwoche in den meisten Sitzungen rückläufig. Eine Ausnahme bildete Donnerstag, der 17. Juli, als der Schlusskurs gegenüber dem Vortag um 1,5 % anstieg. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren Wochenhöchstpreis von 69,52 $/bbl, während sie am Vortag nach einem Rückgang um 0,3 % gegenüber Dienstag, dem 15. Juli, ihren Wochentiefstpreis von 68,52 $/bbl erreichten. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 1,5 % niedriger als am Freitag zuvor.
In der dritten Juliwoche wurde der Rückgang der Brent-Öl-Futures-Preise hauptsächlich durch die Unsicherheit im Zusammenhang mit den Sanktionen gegen russisches Rohöl beeinflusst. In der Folge gewährte der US-Präsident Russland 50 Tage Zeit, bevor er neue Sanktionen verhängt, was die Befürchtung unmittelbarer Versorgungsunterbrechungen verringerte und auch den Aufwärtsdruck auf die Preise abschwächte. Darüber hinaus schürten Handelsspannungen aufgrund möglicher zusätzlicher Zölle der Vereinigten Staaten gegenüber strategischen Partnern wie der Europäischen Union und Japan die Besorgnis über eine geringere weltweite Nachfrage.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat starteten in der dritten Juliwoche mit ähnlichen Preisen wie am Freitag der Vorwoche. Am Montag, dem 14. Juli, verzeichneten sie ihren wöchentlichen Höchstpreis von 35,45 €/MWh. Danach gingen die Preise schrittweise zurück, außer am 16. Juli, als sie im Vergleich zum Vortag um 1,1 % stiegen. Am Freitag, den 18. Juli, erreichten die Terminkontrakte ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 33,60 €/MWh, 5,5 % niedriger als am vorangegangenen Freitag, gemäß den Daten von AleaSoft Energy Forecasting. Trotz der im Laufe der Woche verzeichneten Schwankungen blieb der wöchentliche Durchschnittspreis im Vergleich zur Vorwoche mit einem leichten Rückgang von 0,1 % praktisch stabil.
Das gestiegene LNG-Angebot in Europa, bedingt durch höhere Importe und eine gedämpfte Nachfrage in Asien, trug zum Rückgang der TTF-Futures-Preise in der Woche vom 14. Juli bei.
Am EEX-Markt begannen die CO2-Futures für den Referenzkontrakt Dezember 2025 die Woche 0,2 % niedriger als am Freitag zuvor. Am Dienstag, dem 15. Juli, stieg der Preis gegenüber dem Vortag um 1,5 % und erreichte ein Wochenhoch von 71,51 €/t. Danach setzte ein Abwärtstrend ein, der bis Freitag, den 18. Juli, anhielt, als der Preis auf seinem Wochentief von 69,89 €/t schloss. Nach den Daten von AleaSoft Energy Forecasting lag dieser Preis um 0,9 % niedriger als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting für die Finanzierung von Projekten im Bereich erneuerbare Energien und Energiespeicherung.
AleaSoft Energy Forecasting liefert über seine Abteilung AleaGreen langfristige Preisprognosen für alle europäischen Strommärkte. Diese Prognosen sind für die Planung, Bewertung und Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien unerlässlich.
Die Abteilung AleaStorage bietet auch spezielle Studien für Energiespeicherprojekte für alle europäischen Märkte an, mit dem Ziel, Einnahmen und Rentabilität zu analysieren, Geschäftsmodelle und Betriebsstrategien zu bewerten und die Entscheidungsfindung und den Zugang zu Finanzierungen zu erleichtern.
Derzeit hat AleaSoft Energy Forecasting im Juli eine Sonderaktion für beide Dienstleistungen gestartet, mit vorteilhaften Bedingungen, die es Entwicklern und Investoren ermöglichen, Zugang zu den wichtigsten Instrumenten für die Analyse und Entscheidungsfindung im aktuellen Marktumfeld zu erhalten.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
