AleaSoft Energy Forecasting, 10. Juni 2025. In der ersten Juniwoche stiegen die Preise auf den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte, auch wenn es weiterhin negative Preisstunden gab. Die Erzeugung aus erneuerbaren Energien erreichte Meilensteine: Spanien erreichte einen Allzeitrekord bei der PV-Erzeugung, und Portugal, Frankreich und Italien verzeichneten im Juni Tageshöchstwerte. Deutschland zeichnete sich durch die höchste Tagesproduktion an Windkraft in diesem Monat aus. Auf den meisten Märkten nahm die Nachfrage zu, und die CO2– und Brent-Futures stiegen auf Mehrmonatshochs.
PV-Solarproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 2. Juni ging die PV-Solarstromproduktion auf den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Frankreich verzeichnete mit 22 % den größten Rückgang, während Spanien mit 0,3 % den geringsten Rückgang aufwies. In Italien, Deutschland und Portugal sank die Produktion um 2,4 %, 8,9 % bzw. 9,2 %. In Deutschland ging die Produktion mit dieser Technologie in der dritten Woche in Folge zurück.
Trotz der Rückgänge verzeichneten der spanische und der portugiesische Markt eine Rekordproduktion von Solaranlagen. Am Freitag, dem 6. Juni, brach Spanien mit einer Produktion von 221 GWh seinen Allzeitrekord. Am selben Tag erreichte Portugal mit 27 GWh seinen höchsten Tagesproduktionswert mit dieser Technologie im Monat Juni. Andererseits erreichten der französische und der italienische Markt am Montag, dem 9. Juni, mit 134 GWh bzw. 152 GWh ihre bisher höchste PV-Produktion für einen Monat Juni.
In der zweiten Juniwoche wird nach den Prognosen für die Solarproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die PV-Erzeugung in Deutschland steigen, während sie in Spanien und Italien sinken wird.
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 ersten Juniwoche stieg die Windenergieerzeugung in den meisten großen europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche. Portugal verzeichnete mit 135 % den größten Anstieg, während Deutschland mit 8,0 % den geringsten Zuwachs aufwies. In Spanien und Frankreich stieg die Windenergieerzeugung um 16 % bzw. 18 %, und Frankreich setzte seinen Aufwärtstrend in der dritten Woche fort. Dagegen verzeichnete der italienische Markt die zweite Woche in Folge einen Rückgang der Windenergieerzeugung, diesmal um 29 %.
Am Freitag, den 6. Juni, erreichte der deutsche Markt mit 706 GWh die höchste Windstromproduktion für einen Monat Juni in der Geschichte.
In der Woche vom 9. Juni wird nach den Prognosen für die Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Produktion mit dieser Technologie auf dem spanischen Markt steigen. Für den deutschen, italienischen, portugiesischen und französischen Markt hingegen deuten die Prognosen auf einen Rückgang der Windenergieerzeugung hin.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Elektrizitätsnachfrage
In der ersten Juniwoche stieg die Stromnachfrage auf den meisten europäischen Hauptmärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der deutsche Markt verzeichnete mit 6,3 % den größten Anstieg, während der spanische Markt mit 0,9 % den geringsten Zuwachs aufwies. Der italienische, der französische, der belgische und der britische Markt verzeichneten Anstiege zwischen 1,6 % in Italien und 3,8 % in Großbritannien. Italien und Spanien setzten ihren Aufwärtstrend in der zweiten bzw. dritten Woche in Folge fort. Die Zuwächse auf einigen Märkten wurden durch eine Erholung der Nachfrage nach dem Spring Bank Holiday am 26. Mai in Großbritannien und dem Feiertag Christi Himmelfahrt am 29. Mai in Deutschland, Belgien und Frankreich unterstützt. Dagegen ging die Nachfrage auf dem portugiesischen Markt um 1,4 % zurück.
Die Durchschnittstemperaturen sind in den meisten untersuchten Märkten im Vergleich zur Vorwoche gesunken. Großbritannien und Belgien verzeichneten mit 2,3°C bzw. 1,6°C die stärksten Rückgänge. In Spanien war der Rückgang mit 1,0°C am geringsten, während Frankreich und Portugal einen Rückgang von 1,1°C bzw. 1,4°C verzeichneten, in dieser Reihenfolge. Andererseits waren die Durchschnittstemperaturen in Deutschland ähnlich wie in der Vorwoche, und in Italien stiegen sie um 2,6°C.
In der zweiten Juniwoche wird nach den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting die Nachfrage auf dem deutschen, belgischen und französischen Markt zurückgehen, begünstigt durch den Feiertag am 9. Juni, dem Pfingstmontag, der in diesen Ländern gefeiert wird. Auch auf dem portugiesischen Markt wird ein Nachfragerückgang erwartet, da am 10. Juni, dem Portugal-Tag, ein Feiertag ist. Auf dem italienischen, britischen und spanischen Markt wird dagegen mit einer Erholung der Nachfrage gerechnet.
Source: Prepared by AleaSoft Energy Forecasting using data from ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid and ELIA.Mercados eléctricos europeos
En la primera semana de junio, los precios promedio de la mayoría de los principales mercados eléctricos europeos subieron respecto a la semana anterior. Las excepciones fueron el mercado Nord Pool de los países nórdicos y el mercado EPEX SPOT de Francia, con caídas del 1,8% y el 39%, respectivamente. En cambio, el mercado MIBEL de Portugal y España alcanzó las mayores subidas porcentuales de precios, del 59% y el 71%, respectivamente. En el resto de los mercados analizados en AleaSoft Energy Forecasting, los precios subieron entre el 2,0% del mercado IPEX de Italia y el 20% del mercado N2EX del Reino Unido.
En la semana del 2 de junio, los promedios semanales fueron superiores a 50 €/MWh en la mayoría de los mercados eléctricos europeos. Las excepciones fueron los mercados nórdico y francés, cuyos promedios fueron de 15,66 €/MWh y 17,09 €/MWh, respectivamente. En cambio, el mercado italiano alcanzó el mayor promedio semanal, de 99,73 €/MWh. En el resto de los mercados analizados, los precios estuvieron entre los 51,41 €/MWh del mercado español y los 72,98 €/MWh del mercado británico.
Europäische Strommärkte
In der ersten Juniwoche stiegen die Durchschnittspreise an den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Ausnahmen bildeten der Nord Pool-Markt in den nordischen Ländern und der EPEX SPOT-Markt in Frankreich mit Rückgängen von 1,8 % bzw. 39 %. Im Gegensatz dazu erzielten der MIBEL-Markt in Portugal und Spanien die größten prozentualen Preissteigerungen von 59% bzw. 71%. Auf den übrigen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 2,0 % auf dem italienischen IPEX-Markt und 20 % auf dem britischen N2EX-Markt.
In der Woche vom 2. Juni lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten europäischen Strommärkten über 50 €/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische und der französische Markt, deren Durchschnittswerte bei 15,66 €/MWh bzw. 17,09 €/MWh lagen. Dagegen erreichte der italienische Markt mit 99,73 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen untersuchten Märkten reichten die Preise von 51,41 €/MWh auf dem spanischen Markt bis 72,98 €/MWh auf dem britischen Markt.
Was die Tagespreise anbelangt, so erreichte der französische Markt am Sonntag, den 8. Juni, mit 2,49 €/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der Woche unter den analysierten Märkten. Im Gegensatz dazu erreichte der italienische Markt in der ersten Juniwoche viermal Preise über 100 €/MWh. Am 4. Juni verzeichnete er mit 116,82 €/MWh den höchsten Durchschnittspreis der Woche.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten europäischen Strommärkte trotz des Anstiegs der wöchentlichen Durchschnittswerte in der ersten Juniwoche negative Stundenpreise. Ausnahmen bildeten der italienische und der nordische Markt. Der deutsche, der belgische und der niederländische Markt verzeichneten am Sonntag, dem 8. Juni, von 14:00 bis 16:00 Uhr Stundenpreise unter -50 €/MWh. Der deutsche Markt erreichte den niedrigsten Stundenpreis der Woche von 15:00 bis 16:00 Uhr, der bei -53,06 €/MWh lag.
In der Woche vom 2. Juni führten der Anstieg der Stromnachfrage auf den meisten Märkten, der Rückgang der Solarproduktion und der Anstieg der Preise fürCO2-Emissionszertifikate zu höheren Preisen auf den meisten europäischen Strommärkten. Auf dem italienischen Markt ging zudem die Windstromproduktion zurück.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Juniwoche in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten steigen werden, was auf die gestiegene Nachfrage in einigen Märkten und die gesunkene Wind- und Solarproduktion in den meisten von ihnen zurückzuführen ist. Auf dem deutschen Markt wird der Preis jedoch aufgrund der sinkenden Nachfrage und der erhöhten Solarproduktion sinken.
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 verzeichneten am Montag, den 2. Juni, ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 64,63 $/bbl. In den meisten Sitzungen der ersten Juniwoche stiegen die Schlusskurse. So erreichten diese Futures am Freitag, dem 6. Juni, ihren höchsten Wochenschlusskurs von 66,47 $/bbl. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 4,0 % höher als am Freitag zuvor. Am Montag, dem 9. Juni, lag der Schlusskurs mit 67,04 $/bbl sogar noch höher und erreichte damit den höchsten Stand seit dem 23. April.
In der ersten Juniwoche trieben trotz der geplanten OPEC+-Produktionssteigerungen der Produktionsrückgang aufgrund der Waldbrände in Kanada, die Möglichkeit neuer Sanktionen gegen venezolanische Rohölexporte und Befürchtungen über die Auswirkungen der Instabilität im Nahen Osten auf das Angebot die Preise für Brentöl-Futures nach oben. Auch die Erwartungen an die Verhandlungen zwischen China und den Vereinigten Staaten über ein Handelsabkommen wirkten sich preistreibend aus.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, dem 2. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 35,02 €/MWh. In den ersten drei Sitzungen der Woche blieben die Schlusskurse unter 36 €/MWh. Am Donnerstag, dem 5. Juni, erreichten diese Futures jedoch ihren Wochenhöchstpreis von 36,39 €/MWh. Am Freitag, dem 6. Juni, war ein leichter Rückgang gegenüber dem Vortag zu verzeichnen, und der Schlusskurs lag bei 36,25 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Preis immer noch 5,9 % höher als am Freitag zuvor.
In der ersten Juniwoche wurden die Wartungsarbeiten in Norwegen fortgesetzt, was die Gaslieferungen aus diesem Land beeinträchtigte. Der Beginn der Wartungsarbeiten im Kraftwerk Kollsnes trug dazu bei, dass die Preise in den letzten Sitzungen der Woche über 36 €/MWh schlossen. Vorhersagen über eine geringere Windstromproduktion wirkten sich ebenfalls positiv auf die Preise aus.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Dezember-2025-Benchmarkkontrakt verzeichneten am Montag, den 2. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 70,91 €/t. In der ersten Juniwoche setzten die Preise ihren Aufwärtstrend fort. So erreichten diese Futures am Freitag, dem 6. Juni, ihren höchsten Wochenschlusskurs von 73,50 €/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 4,4 % höher als am Freitag zuvor. Am Montag, dem 9. Juni, lag der Schlusskurs mit 74,23 €/t sogar noch höher und war damit der höchste seit dem 19. Februar.
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, erneuerbare Energien, PPAs und Batterien
Am Donnerstag, den 12. Juni, wird AleaSoft Energy Forecasting das 56. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe abhalten. Zum siebten Mal in der monatlichen Webinar-Reihe werden Referenten von Engie Spanien anwesend sein. In diesem Webinar werden die Entwicklung der europäischen Märkte und die Aussichten für die zweite Hälfte des Jahres 2025, die Wachstumschancen im Bereich der erneuerbaren Energien, die aktuelle Situation des PPA-Marktes in Spanien und die Aussichten für die Energiespeicherung in Batterien analysiert. Darüber hinaus wird die Aufforderung der IDAE zur Gewährung von Beihilfen in Höhe von 700 Millionen Euro erörtert, die sich an Energiespeicherprojekte mit Einzelbatterien, thermischen Speichern oder reversiblen Pumpspeichern sowie an Projekte, die mit der Erzeugung aus erneuerbaren Energien hybridisiert werden, richtet.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
