AleaSoft Energy Forecasting, 24. August 2026. In der dritten Augustwoche stiegen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte. Der Anstieg von TTF-Gas und CO₂ sowie der Rückgang der Solarenergieproduktion trieben diesen Trend an. In Spanien, Portugal und Italien begünstigten die höhere Windenergieproduktion und die geringere Nachfrage den Preisrückgang. Die Brent-Öl- und TTF-Gas-Futures stiegen aufgrund der Spannungen in der Straße von Hormus. TTF erreichte seinen höchsten Settlement-Preis seit dem 23. Januar 2023.
Photovoltaikenergieproduktion und Windenergieproduktion
In der Woche vom 17. August ging die Photovoltaikenergieproduktion auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Deutschland verzeichnete nach drei aufeinanderfolgenden Wochen mit Zuwächsen den stärksten Rückgang von 41%. Es folgten Portugal und Frankreich mit Rückgängen von 24% bzw. 22%. In Italien sank die Produktion um 10%, während Spanien mit 4,5% den geringsten Rückgang verzeichnete. Beide Märkte verzeichneten damit ihre dritte Woche in Folge mit Rückgängen. Die für die zweite Augusthälfte typische geringere Sonneneinstrahlung trug zu diesem allgemeinen Rückgang bei.
Für die Woche vom 24. August deuten die Solarenergieprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg auf dem deutschen und dem italienischen Markt hin. Auf dem spanischen Markt wird die Solarenergieproduktion hingegen zurückgehen.
In der dritten Augustwoche stieg die Windenergieproduktion auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Frankreich verzeichnete mit 61% den stärksten Anstieg. Es folgten Italien mit einem Zuwachs von 34% und Spanien mit einem Anstieg von 33%. Der italienische Markt verzeichnete damit seine zweite Woche in Folge mit Zuwächsen. Deutschland verzeichnete einen Anstieg von 29% und Portugal mit 20% den geringsten Anstieg.
Für die Woche vom 24. August deuten die Windenergieprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf Zuwächse auf den Märkten der Iberischen Halbinsel und Deutschlands hin. Auf dem französischen und dem italienischen Markt wird die Windenergieproduktion hingegen zurückgehen.
Stromnachfrage
In der dritten Augustwoche ging die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Italien verzeichnete mit 6,0% den stärksten Rückgang, gefolgt von Frankreich mit einem Rückgang von 4,6%. In Spanien, Deutschland und Portugal sank die Nachfrage zwischen 2,9% in Spanien und 2,3% in Portugal. Spanien verzeichnete damit seine fünfte Woche in Folge mit Rückgängen, während Deutschland, Portugal und Italien ihre dritte Woche mit Rückgängen aneinanderreihten. Großbritannien und Belgien verzeichneten mit 0,8% bzw. 0,6% die geringsten Rückgänge.
Im Laufe der Woche sanken die Durchschnittstemperaturen auf allen analysierten Märkten im Vergleich zur Vorwoche. Deutschland verzeichnete mit 4,6°C den stärksten Rückgang, gefolgt von Frankreich mit 4,3°C und Großbritannien mit 3,7°C. In Italien, Portugal, Spanien und Belgien sanken die Durchschnittstemperaturen zwischen 0,7°C in Belgien und 1,8°C in Italien.
Der Temperaturrückgang begünstigte den Rückgang der Stromnachfrage auf allen analysierten Märkten.
Für die Woche vom 24. August deuten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf Zuwächse auf dem italienischen, deutschen, belgischen, portugiesischen und spanischen Markt hin. Auf dem französischen und dem britischen Markt wird die Nachfrage hingegen sinken.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der dritten Augustwoche stiegen die wöchentlichen Durchschnittspreise auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte. Der Nord Pool-Markt verzeichnete mit 82% den stärksten Anstieg. Es folgten der deutsche und der niederländische Markt mit Zuwächsen von 11% bzw. 10%. Auf dem französischen, dem britischen und dem belgischen Markt stiegen die Preise zwischen 3,7% in Frankreich und 6,0% in Belgien. Auf dem spanischen, dem portugiesischen und dem italienischen Markt fielen die Preise hingegen. Spanien verzeichnete mit 6,4% den stärksten Rückgang, während Portugal und Italien Rückgänge von 3,9% bzw. 2,2% verzeichneten.
In der Woche vom 17. August verzeichnete der italienische Markt mit 168,31 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Der britische Markt lag mit 163,97 €/MWh an zweiter Stelle. Der Nord Pool-Markt wies trotz des starken Anstiegs gegenüber der Vorwoche mit 111,76 €/MWh den niedrigsten Durchschnitt auf. Der spanische Markt verzeichnete mit 120,70 €/MWh den zweitniedrigsten Durchschnitt. Auf den übrigen bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die wöchentlichen Durchschnittspreise zwischen 128,97 €/MWh auf dem portugiesischen Markt und 144,50 €/MWh auf dem deutschen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so lagen alle analysierten Märkte mit Ausnahme des Nord Pool-Marktes an allen sieben Tagen der Woche über 75 €/MWh. Der italienische und der britische Markt verzeichneten die ganze Woche über Preise von mehr als 125 €/MWh. Am 17. August erreichte der britische Markt mit 181,47 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt unter den analysierten Märkten. Am Nord Pool-Markt erreichte der Tagespreis am 19. August mit 153,28 €/MWh sein Wochenmaximum. Anschließend fiel er am 23. August auf 32,85 €/MWh, den niedrigsten Wert der Woche unter den analysierten Märkten.
Der Anstieg der TTF-Gas-Futures und, in geringerem Maße, der CO₂-Emissionsberechtigungen übte Aufwärtsdruck auf die Strommarktpreise aus. Der allgemeine Rückgang der Photovoltaikenergieproduktion begünstigte diesen Trend ebenfalls. In Spanien, Portugal und Italien glichen dagegen der Anstieg der Windenergieproduktion und der Rückgang der Stromnachfrage den preistreibenden Effekt von Gas, CO₂ und geringerer Solarenergieproduktion aus, sodass die wöchentlichen Durchschnittspreise sanken. Auf den übrigen Märkten überwogen die preistreibenden Faktoren.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der Woche vom 24. August auf den meisten europäischen Strommärkten sinken werden. Der erwartete Anstieg der Windenergieproduktion wird den Preisrückgang in Deutschland, Spanien und Portugal begünstigen. Der italienische Markt wird die Ausnahme bilden, da die Preise dort vor dem Hintergrund eines erwarteten Rückgangs der Windenergieproduktion steigen werden.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von OMIE, RTE, Nord Pool und GME.Brent, Brennstoffe und CO2
Die Brent-Öl-Futures für den Front‑Month am ICE-Markt reihten in der dritten Augustwoche tägliche Anstiege aneinander. Am Montag, dem 17. August, erreichten sie mit 90,87 $/bbl den niedrigsten Settlement-Preis der Woche. Am Freitag, dem 21. August, erreichten sie mit 94,39 $/bbl das Wochenmaximum, 6,6% höher als am Freitag der Vorwoche.
Das Anhalten der Spannungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran und das Fehlen einer Einigung zur Beendigung des Konflikts, der die Durchfahrt durch die Straße von Hormus beeinträchtigt, stützten die Preise der Brent-Öl-Futures. Diese Futures verzeichneten damit ihre zweite Woche in Folge mit Anstiegen.
Was die TTF-Gas-Futures am ICE-Markt für den Front‑Month betrifft, so erreichten sie am Montag, dem 17. August, mit 61,76 €/MWh den niedrigsten Settlement-Preis der Woche. Nach einem Anstieg am Dienstag fielen die Preise am Mittwoch leicht und nahmen in den letzten beiden Sitzungen ihren Aufwärtstrend wieder auf. Am Freitag, dem 21. August, erreichten sie mit 65,86 €/MWh das Wochenmaximum, 7,2% höher als am Freitag der Vorwoche und der höchste Preis seit dem 23. Januar 2023.
Die europäischen Gasreserven überschritten Mitte August 60% ihrer Kapazität, blieben aber unter dem Durchschnitt der letzten fünf Jahre für diese Jahreszeit. Dieser Füllstand begünstigte zusammen mit der Unsicherheit über die Versorgung mit Flüssigerdgas aufgrund der Spannungen in der Straße von Hormus den Aufwärtstrend der TTF-Gas-Futures im Laufe der Woche.
Was die Futures für CO2–Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 betrifft, so erreichten sie am Montag, dem 17. August, mit 81,59 €/t den niedrigsten Settlement-Preis der Woche. Am Freitag, dem 21. August, erreichten sie mit 82,61 €/t das Wochenmaximum, 1,0% höher als am Freitag der Vorwoche. Die Settlement-Preise blieben die ganze Woche über oberhalb von 81 €/t und zeigten eine stabilere Entwicklung als die Brent-Öl- und TTF-Gas-Futures.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten der Energiemärkte in Europa
Der YouTube-Kanal von AleaSoft Energy Forecasting vereint die Analyserunden der monatlichen Webinare zu den europäischen Energiemärkten. Die Playlist der Analyserunden ermöglicht es, alle veröffentlichten Ausgaben abzurufen.
Die jüngste Ausgabe, Nummer 68, fand am 9. Juli statt. Daran nahmen Pedro González, General Director von AEGE, Roger Font, Managing Director Project Finance Energy bei Banco Sabadell, und Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner bei AleaSoft Energy Forecasting, teil. Die Referenten analysierten PPA, die Finanzierung von Projekten für erneuerbare Energien und Speicher, Hybridisierung und Eigenverbrauch. Antonio Delgado Rigal, CEO von AleaSoft Energy Forecasting, moderierte die Runde.
AleaSoft aktualisiert den Kanal nach jeder Ausgabe der monatlichen Webinar-Reihe. Sein audiovisuelles Archiv umfasst die Beiträge von Führungskräften aus Energieversorgern, Banken, Investmentfonds und Branchenverbänden. Diese Experten teilen ihre Sicht auf die europäischen Strommärkte, PPA, Finanzierung und Energiespeicherung.
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Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.