AleaSoft Energy Forecasting, 7. Juli 2025. In der ersten Juliwoche sind die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. Am 1. Juli lagen die Tagespreise auf den meisten Märkten über 110 €/MWh, wobei der belgische und der niederländische Markt um 20:00 Uhr einen Preis von 517,57 €/MWh erreichten. Die gestiegene Stromnachfrage aufgrund der Hitzewelle in Europa trieb die Preise in die Höhe. Auf dem spanischen Festland wurde am 2. Juli und in Italien am 4. Juli die bisher höchste Tagesnachfrage im Jahr 2025 erreicht.
PV-Solarproduktion und Windstromproduktion
In der ersten Juliwoche stieg die PV-Produktion auf dem deutschen, portugiesischen und französischen Markt im Vergleich zur Vorwoche um 15%, 13% bzw. 1,8%. In Italien und Spanien hingegen ging die wöchentliche Produktion dieser Technologie um 8,7 % bzw. 7,3 % zurück.
Im Laufe der Woche verzeichneten der deutsche, italienische, portugiesische und französische Markt ihre bisher höchsten PV-Produktionswerte für einen einzelnen Tag im Juli. In Deutschland und Italien wurde dieser Rekord am 1. Juli mit 438 GWh bzw. 145 GWh erreicht. In Portugal war die Erzeugung am 3. Juli mit fast 29 GWh der höchste Tageswert für einen Juli in der Geschichte des Landes, während in Frankreich der Rekord am 4. Juli mit 165 GWh gebrochen wurde.
Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird die Solarproduktion in Spanien in der Woche vom 7. Juli voraussichtlich steigen, während sie in Deutschland und Italien im Vergleich zur Vorwoche sinken wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.In der Woche vom 30. Juni stieg die Windenergieproduktion in Spanien um 29%, in Portugal um 26% und in Frankreich um 5,4% gegenüber der Vorwoche. Auf dem italienischen und dem deutschen Markt ging die Produktion mit dieser Technologie jedoch zurück, und zwar um 49 % bzw. 46 %.
Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird die Windenergieproduktion in der zweiten Juliwoche auf den meisten europäischen Strommärkten zunehmen, obwohl sie in Spanien im Vergleich zur Vorwoche voraussichtlich zurückgehen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Elektrizitätsnachfrage
In der ersten Juliwoche stieg die Stromnachfrage auf den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Zuwächse reichten von 0,8 % in Deutschland bis 6,6 % in Spanien. Auch in Portugal, Belgien und Italien waren Steigerungen von 6,1 %, 3,9 % bzw. 3,8 % zu verzeichnen.
Was die Tageswerte betrifft, so erreichte die spanische Halbinsel am 2. Juli mit 806 GWh ihren bisher höchsten Strombedarf im Jahr 2025. In Italien wurde der bisher höchste Jahreswert am 4. Juli mit 1137 GWh verzeichnet.
Die Hitzewelle, die Europa in der ersten Juliwoche heimsuchte, war die Hauptursache für den Nachfrageanstieg, da die Durchschnittstemperaturen in den meisten der analysierten Märkte anstiegen. Die Anstiege reichten von 0,5°C in Frankreich bis 1,0°C in Belgien. Im Gegensatz dazu sanken die Durchschnittstemperaturen in Großbritannien im Vergleich zur Vorwoche um 0,4°C.
Die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten für die Woche vom 7. Juli auf einen Nachfragerückgang in den meisten großen europäischen Märkten hin, der auf den erwarteten Temperaturrückgang zurückzuführen ist.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
In der ersten Juliwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der MIBEL-Markt in Portugal und Spanien sowie der IPEX-Markt in Italien verzeichneten mit 4,4 %, 4,5 % bzw. 4,7 % die geringsten Preissteigerungen. Im Gegensatz dazu erzielte der EPEX SPOT-Markt in Deutschland und Belgien den höchsten prozentualen Preisanstieg von jeweils 43%. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 23 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Frankreich und dem N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und 37 % auf dem EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden.
In der Woche vom 30. Juni lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten europäischen Strommärkten über 75 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool mit einem Durchschnitt von 20,04 €/MWh. Der italienische Markt erreichte mit 122,82 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Preise von 75,50 €/MWh auf dem französischen Markt bis 94,03 €/MWh auf dem belgischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der nordische Markt am Donnerstag, dem 3. Juli, mit 9,98 €/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der Woche unter den analysierten Märkten. Im Gegensatz dazu erreichten die meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte in der ersten Juliwoche mehrmals Tagespreise von über 100 €/MWh. Am Dienstag, dem 1. Juli, lagen die Tagespreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten, mit Ausnahme des nordischen Marktes, über 110 €/MWh. An diesem Tag erreichte der belgische Markt mit 151,71 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche. Dies war der höchste Tagespreis seit dem 15. Februar.
Bei den Stundenpreisen verzeichneten der deutsche, der belgische und der niederländische Markt am Dienstag, den 1. Juli, Stundenpreise über 450 €/MWh. An diesem Tag erreichten der belgische und der niederländische Markt zwischen 20:00 und 21:00 Uhr mit 517,57 €/MWh den höchsten Stundenpreis der Woche. Für den niederländischen Markt war dies der höchste Preis seit dem 21. Januar, für den belgischen Markt der höchste Preis seit dem 13. Dezember 2024.
In der Woche vom 30. Juni führten der Anstieg der Nachfrage sowie der Rückgang der Windenergieproduktion in Märkten wie Deutschland und Italien zu höheren Preisen auf den europäischen Strommärkten. Darüber hinaus ging die Solarstromproduktion in Spanien und Italien zurück.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Juliwoche in den meisten großen europäischen Strommärkten sinken werden, was auf die sinkende Nachfrage und die gestiegene Windstromproduktion in den meisten Märkten 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 Brent-Rohöl-Futures für den Frontmonat am ICE-Markt begannen die erste Juliwoche mit Preisrückgängen. Am Dienstag, dem 1. Juli, verzeichneten diese Futures ihr wöchentliches Schlusstief von 67,11 $/bbl. Nach einem Anstieg von 3,0 % gegenüber dem Vortag erreichten sie jedoch am 2. Juli mit 69,11 $/bbl ihren Wochenschlusskurs. Danach gingen die Preise wieder zurück. Am Freitag, dem 4. Juli, lag der Schlusskurs bei 68,30 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis immer noch 0,8 % höher als am Freitag zuvor.
Die Erwartung weiterer Produktionssteigerungen der OPEC+ wirkte sich in der ersten Juliwoche nachteilig auf die Preise für Brent-Öl-Futures aus. Am 2. Juli stiegen die Preise nach der Aussetzung der Zusammenarbeit des Irans mit der Internationalen Atomenergiebehörde. Der Anstieg der US-Ölvorräte ließ die Preise jedoch wieder fallen. Am Samstag, dem 5. Juli, beschloss die OPEC+ schließlich eine Produktionssteigerung von 548 000 Barrel pro Tag ab August.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 30. Juni, ihren wöchentlichen Mindestschlusskurs von 33,18 €/MWh. Nach einem Anstieg von 2,3 % am Vortag erreichten diese Futures am Dienstag, dem 1. Juli, ihren Wochenhöchststand von 33,95 €/MWh. In den übrigen Sitzungen der ersten Juliwoche lagen die Schlusskurse leicht darunter, blieben aber über 33 €/MWh. Am Freitag, den 4. Juli, lag der Schlusskurs bei 33,47 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 1,2 % höher als am Freitag zuvor.
Das reichliche Angebot und die Aussicht auf einen geringeren Verbrauch für die Stromerzeugung in der zweiten Juliwoche aufgrund des erwarteten Temperaturrückgangs und der verstärkten Windenergieerzeugung trugen dazu bei, dass die TTF-Gas-Terminpreise in der ersten Juliwoche unter 34 €/MWh blieben.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Benchmark-Kontrakt Dezember 2025 verzeichneten am Montag, den 30. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 68,97 €/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. Mai. Danach stiegen die Preise an und blieben für den Rest der Woche über 70 €/t. Am Donnerstag, dem 3. Juli, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenschlusskurs von 72,08 €/t. Am Freitag, dem 4. Juli, gab es einen leichten Preisrückgang, und der Schlusspreis lag bei 71,67 €/t. Dieser Preis lag jedoch immer noch um 1,0 % höher als am Freitag zuvor.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte, Speicherung und Projektfinanzierung
Am Donnerstag, den 10. Juli, wird AleaSoft Energy Forecasting das 57. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe abhalten. Bei dieser Gelegenheit wird das Webinar die Entwicklung und die Perspektiven der europäischen Energiemärkte sowie die aktuelle Situation und die Perspektiven der PPA analysieren und sich dabei auf die Sichtweise der Großverbraucher konzentrieren. Außerdem werden die Aussichten für die Energiespeicherung und der Aufruf der IDAE zur Förderung der Energiespeicherung behandelt.
Gastredner der Analyse-Runde sind Pedro González, Generaldirektor der AEGE, und Roger Font, Managing Director of Project Finance Energy bei Banco Sabadell. Pedro González wird die Perspektive der stromintensiven Großverbraucher einbringen, während Roger Font die Herausforderungen und Chancen der Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien und der Energiespeicherung im aktuellen Marktumfeld ansprechen wird.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
