AleaSoft Energy Forecasting, 8. Juli 2026. Im ersten Halbjahr 2026 stiegen die Preise in den meisten großen europäischen Strommärkten, angetrieben durch höhere Gaspreise und eine gestiegene Nachfrage. Im Gegensatz dazu trug die höhere Photovoltaik- und Windenergieproduktion dazu bei, die Preise in Spanien und Portugal zu senken. Die Photovoltaikproduktion erreichte Halbjahresrekorde in Deutschland, Spanien, Frankreich und Italien, während die Windenergieproduktion in Frankreich, Italien und Portugal Rekorde aufstellte. Brent-Öl und TTF-Gas erreichten aufgrund der Spannungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran sowie der niedrigen Gasspeicherstände ihre höchsten Durchschnittspreise seit 2023.
Photovoltaik- und Windenergieproduktion
Im ersten Halbjahr 2026 stieg die Photovoltaikproduktion in den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum gleichen Zeitraum des Vorjahres. Der spanische und der französische Markt verzeichneten mit jeweils 16% die größten Anstiege. Portugal und Italien erzielten Zuwächse von 8,3% bzw. 7,8%, während der deutsche Markt mit 5,7% den geringsten Anstieg verzeichnete.
Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2025 stieg die Photovoltaikproduktion in den meisten großen europäischen Märkten. Der deutsche Markt verzeichnete mit 34% den größten Anstieg. Es folgten der französische und der italienische Markt mit Zuwächsen von 17% bzw. 10%. Der spanische Markt verzeichnete einen moderateren Anstieg von 5,2%. Im Gegensatz dazu ging die Produktion in Portugal um 3,9% zurück.
Darüber hinaus erreichten alle analysierten Märkte mit Ausnahme Portugals im ersten Halbjahr 2026 einen historischen Rekord bei der halbjährlichen Photovoltaikproduktion. Im Laufe des Halbjahres erzeugte Deutschland mit dieser Technologie 43 623 GWh, Spanien erreichte 26 959 GWh, Italien produzierte 18 351 GWh und Frankreich erzeugte 17 457 GWh.
Nach Daten von Red Eléctrica kamen auf dem spanischen Festland in den ersten sechs Monaten des Jahres 2026 im Vergleich zur Ende 2025 installierten Kapazität 3763 MW an neuer Photovoltaikkapazität hinzu, ohne Eigenverbrauchsanlagen. Dies entspricht einem Anstieg von 9,2%. In Portugal stieg die Photovoltaikkapazität nach Daten von REN im gleichen Zeitraum um 198 MW bzw. 4,1%.
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.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Im ersten Halbjahr 2026 stieg die Windenergieproduktion in den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum gleichen Zeitraum des Jahres 2025. Der italienische Markt verzeichnete mit 17% den größten Anstieg. Es folgten der französische und der deutsche Markt mit Zuwächsen von 13% bzw. 11%. Der portugiesische und der spanische Markt verzeichneten mit 8,2% bzw. 5,8% die geringsten Anstiege.
Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2025 stieg die Windenergieproduktion in den meisten der analysierten Märkte. Der italienische Markt verzeichnete mit 30% den größten Anstieg. Portugal lag mit einem Zuwachs von 13% an zweiter Stelle. Der spanische und der französische Markt verzeichneten Anstiege von 6,1% bzw. 3,3%. Im Gegensatz dazu ging die Produktion mit dieser Technologie im deutschen Markt um 5,0% zurück.
Darüber hinaus erreichten Frankreich, Italien und Portugal im ersten Halbjahr 2026 historische Rekorde bei der halbjährlichen Windenergieproduktion. Im Laufe des Halbjahres erzeugte Frankreich mit dieser Technologie 26 050 GWh, Italien erreichte 12 976 GWh und Portugal produzierte 7350 GWh.
Was die installierte Kapazität betrifft, zeigen die Daten von Red Eléctrica, dass die Windkapazität auf dem spanischen Festland im Juni 2026 um 231 MW über der von Ende 2025 lag, ohne Eigenverbrauchsanlagen. Dies entspricht einem Anstieg von 0,7%. In Portugal zeigen die Daten von REN einen Anstieg um 84 MW im gleichen Zeitraum, was einem Zuwachs von 1,5% entspricht.
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.Stromnachfrage
Im ersten Halbjahr 2026 stieg die Stromnachfrage in den meisten großen europäischen Strommärkten im Jahresvergleich. Der belgische Markt verzeichnete mit 6,1% den größten Anstieg, gefolgt von Portugal mit einem Zuwachs von 4,0%. Der spanische, der deutsche und der italienische Markt verzeichneten Anstiege zwischen 1,4% in Spanien und 2,7% in Italien. Der britische Markt verzeichnete mit 0,4% den geringsten Anstieg. Im Gegensatz dazu ging die Nachfrage im französischen Markt um 0,5% zurück.
Die meisten Märkte verzeichneten auch im Vergleich zum vorherigen Halbjahr Nachfrageanstiege. Der belgische Markt führte diesen Trend mit einem Zuwachs von 8,7% an. Es folgte der französische Markt mit 7,4%. Der deutsche, der britische und der portugiesische Markt verzeichneten Anstiege von 2,0%, 3,3% bzw. 3,4%. Italien verzeichnete mit 0,9% das geringste Wachstum. Im Gegensatz dazu sank die Nachfrage im spanischen Markt um 0,9%.
Gleichzeitig stiegen die Durchschnittstemperaturen in allen großen europäischen Märkten im Jahresvergleich, mit Anstiegen zwischen 0,1 °C in Deutschland und 0,7 °C in Belgien und Frankreich.
Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2025 sanken die Durchschnittstemperaturen in allen analysierten Märkten. Die Rückgänge lagen zwischen 2,3 °C in Frankreich und 3,8 °C in Spanien.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Im ersten Halbjahr 2026 überstieg der Durchschnittspreis in den meisten großen europäischen Strommärkten 60 €/MWh. Der N2EX-Markt des Vereinigten Königreichs und der IPEX-Markt Italiens verzeichneten mit 107,27 €/MWh bzw. 127,18 €/MWh die höchsten Halbjahrespreise. Die MIBEL-Märkte Portugals und Spaniens verzeichneten mit 48,77 €/MWh bzw. 49,83 €/MWh die niedrigsten Preise. In den übrigen bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Durchschnittspreise zwischen 61,78 €/MWh im französischen Markt und 98,62 €/MWh im deutschen Markt, während der nordische Markt im Durchschnitt 79,05 €/MWh erreichte.
Im Vergleich zum vorherigen Halbjahr stiegen die Durchschnittspreise im ersten Halbjahr 2026 in den meisten europäischen Strommärkten. Der nordische Markt verzeichnete mit 82% den größten Anstieg, gefolgt vom britischen Markt mit 27%. Der belgische, der niederländische, der italienische, der deutsche und der französische Markt verzeichneten Anstiege zwischen 11% und 23%. Im Gegensatz dazu fielen die Preise im spanischen und im portugiesischen Markt um 28% bzw. 29%.
Vergleicht man die Durchschnittspreise des ersten Halbjahres 2026 mit denen des gleichen Zeitraums des Jahres 2025, stiegen die Preise in den meisten der bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkte. Der nordische Markt verzeichnete mit 120% den größten Anstieg im Jahresvergleich. Der niederländische, der deutsche, der belgische und der italienische Markt verzeichneten Anstiege zwischen 6,4% und 9,4%, während der Preis im britischen Markt um 2,4% stieg. Im Gegensatz dazu fielen die Preise im französischen, im spanischen und im portugiesischen Markt um 7,4%, 19% bzw. 23%.
Infolge dieser Anstiege erreichte der nordische Markt im ersten Halbjahr 2026 seinen höchsten Durchschnittspreis seit dem ersten Halbjahr 2023, während der deutsche, der belgische, der britische, der italienische und der niederländische Markt ihre höchsten Durchschnittswerte seit dem zweiten Halbjahr 2023 verzeichneten. Im Gegensatz dazu verzeichneten der spanische und der portugiesische Markt ihre niedrigsten Durchschnittswerte seit dem zweiten Halbjahr 2024.
Im ersten Halbjahr 2026 trieben der Anstieg der TTF-Gaspreise und die höhere Stromnachfrage die Preise in den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zum vorherigen Halbjahr in die Höhe. Im Gegensatz dazu trug die gestiegene Photovoltaik- und Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel zum Preisrückgang im spanischen und im portugiesischen Markt bei.
Im Vergleich zum ersten Halbjahr 2025 führte der Anstieg des durchschnittlichen Gaspreises in den meisten europäischen Strommärkten zu Preisanstiegen im Jahresvergleich. Umgekehrt trug die gestiegene Photovoltaik- und Windenergieproduktion dazu bei, die Preise im französischen, im portugiesischen und im spanischen Markt zu senken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von OMIE, Nord Pool und GME.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von OMIE, Nord Pool und GME.Brent, Brennstoffe und CO2
Die Brent-Öl-Futures für den Front‑Month im ICE-Markt verzeichneten im ersten Halbjahr 2026 einen durchschnittlichen Halbjahrespreis von 87,60 $/bbl. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem ersten Halbjahr 2023. Er lag zudem 33% über dem durchschnittlichen Front‑Month-Futures-Preis des vorherigen Halbjahres von 65,64 $/bbl. Er war außerdem 24% höher als der entsprechende Front‑Month-Futures-Preis des ersten Halbjahres 2025, der im Durchschnitt 70,81 $/bbl betrug.
Der Konflikt zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran und seine Folgen für die Lieferungen durch die Straße von Hormus trugen im ersten Halbjahr 2026 zum Aufwärtstrend der Brent-Futures-Preise bei.
Die TTF-Gas-Futures im ICE-Markt für den Front‑Month verzeichneten im ersten Halbjahr 2026 einen Durchschnittspreis von 42,94 €/MWh. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem zweiten Halbjahr 2023. Im Vergleich zum durchschnittlichen Front‑Month-Futures-Preis von 31,59 €/MWh im vorherigen Halbjahr stieg der Durchschnitt um 36%. Im Vergleich zu den im gleichen Zeitraum des Jahres 2025 gehandelten Front‑Month-Futures mit einem Durchschnittspreis von 41,21 €/MWh betrug der Anstieg 4,2%.
Die niedrigen europäischen Gasspeicherstände trugen zusammen mit den geopolitischen Spannungen im ersten Halbjahr 2026 zum Anstieg der TTF-Gas-Futures-Preise bei.
Die Futures für CO₂-Emissionsberechtigungen im EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 erreichten im ersten Halbjahr 2026 einen Durchschnittspreis von 77,13 €/t. Dies war 2,4% weniger als der im vorherigen Halbjahr verzeichnete Durchschnitt von 79,02 €/t. Im Vergleich zum Durchschnitt von 74,62 €/t im gleichen Zeitraum des Jahres 2025 war der Durchschnittspreis im ersten Halbjahr 2026 um 3,4% höher.
Die Analyse von AleaSoft Energy Forecasting mit künstlicher Intelligenz für die Energiemärkte
Seit 1999 entwickelt AleaSoft Energy Forecasting Prognosemodelle für die europäischen Energiemärkte und kombiniert dabei künstliche Intelligenz, Statistik, Ökonometrie und ein tiefgehendes Wissen über den Energiesektor. Seit 27 Jahren ist die KI ein zentraler Bestandteil der Methodik des Unternehmens und ermöglicht robuste Prognosen von Strommarktpreisen, Stromnachfrage, erneuerbarer Energieproduktion und anderen Schlüsselvariablen für die Entscheidungsfindung.
Die Energiewende erhöht die Volatilität der Märkte, die Durchdringung mit erneuerbaren Energien, das Auftreten von Null- und Negativpreisen, den Flexibilitätsbedarf und die Bedeutung der Energiespeicherung. Vor diesem Hintergrund treibt AleaSoft Energy Forecasting weiterhin die Entwicklung von Tools auf Basis künstlicher Intelligenz voran, um Märkte zu analysieren, Risiken zu bewerten, Strategien für den Energieeinkauf und -verkauf zu optimieren, PPA zu strukturieren, Investitionen zu bewerten, Batterien zu dimensionieren, Erträge von Energiespeicher-Systemen abzuschätzen und hybride Projekte aus erneuerbaren Energien und Batterien zu analysieren.
Diese Lösungen kombinieren Prognosen, künstliche Intelligenz und die in den Energiemärkten gesammelte Erfahrung, um Unternehmen des Energiesektors, Investoren, Erzeugern, Stromvermarktern, Großverbrauchern und Betreibern zu helfen, fundiertere Entscheidungen mit größerer Genauigkeit und einem strategischen Blick auf die Marktentwicklung zu treffen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.