AleaSoft Energy Forecasting, 23. Juni 2025. In der dritten Juniwoche stiegen die Preise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche und lagen über 70 €/MWh. Auf dem britischen, iberischen und italienischen Markt lagen die Preise an mehreren Tagen über 100 €/MWh. Der Anstieg der Gaspreise, die mit den Terminkontrakten den höchsten Schlusskurs seit dem 3. April erreichten, war neben der gestiegenen Nachfrage aufgrund der steigenden Temperaturen eine der Ursachen für die Rallye. Die Photovoltaik verzeichnete in Deutschland und Frankreich einen neuen Produktionsrekord und in Portugal den höchsten Tageswert im Juni. Die Brent-Futures erreichten ihren höchsten Schlusskurs seit Januar.
PV-Solarstromproduktion und Windstromproduktion
In der Woche vom 16. Juni stieg die PV-Erzeugung auf den meisten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der französische, der deutsche und der spanische Markt setzten den Aufwärtstrend der Vorwoche fort, wobei der französische Markt mit 28 % den größten Zuwachs verzeichnete, gefolgt von Deutschland mit 12 % und Spanien mit 11 %. Der portugiesische Markt kehrte den Abwärtstrend der Vorwoche um und verzeichnete einen Anstieg von 12 %. Im Gegensatz dazu verzeichnete der italienische Markt einen Rückgang der PV-Produktion um 6,5 % und kehrte damit den Aufwärtstrend der Vorwoche um.
Im Laufe der Woche erreichten der französische und der deutsche Markt historische Rekorde bei der PV-Solarproduktion. Am 16. Juni verzeichnete der französische Markt mit 170 GWh seine bisher höchste PV-Produktion. Der deutsche Markt erreichte am 20. Juni mit einer Erzeugung von 469 GWh sein Allzeithoch. Am 18. und 20. Juni erreichte Spanien mit 221 GWh die zweithöchste jemals mit dieser Technologie erzielte Produktion. Ebenfalls am 20. Juni erreichte Portugal mit 28 GWh einen neuen Rekord für die PV-Erzeugung im Monat Juni.
In der Woche vom 23. Juni wird sich laut den Prognosen zur Solarstromproduktion von AleaSoft Energy Forecasting der Aufwärtstrend umkehren und die Solarstromproduktion auf dem deutschen und italienischen Markt zurückgehen, während sie in Spanien ähnlich wie in der Vorwoche bleiben 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 Woche vom 16. Juni ging die Windenergieproduktion auf den meisten europäischen Hauptmärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der deutsche Markt verzeichnete mit 50 % den größten Rückgang und setzte damit den Abwärtstrend der Vorwoche fort. Auch der portugiesische Markt war in der zweiten Woche in Folge rückläufig, diesmal um 27 %. Auf dem spanischen Markt kehrte sich der Aufwärtstrend der Vorwoche um, und die Windstromerzeugung ging um 23 % zurück. Im Gegensatz dazu verzeichnete der italienische Markt nach drei Wochen mit Rückgängen einen Anstieg der Windenergieerzeugung um 17 %. Der französische Markt verzeichnete mit 5,1 % den geringsten Anstieg.
In der Woche vom 23. Juni wird sich laut den Prognosen zur Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting der allgemeine Abwärtstrend der Vorwoche umkehren. Die Windenergieproduktion wird auf der Iberischen Halbinsel, in Deutschland und Frankreich steigen, während auf dem italienischen Markt ein Rückgang der Windenergieproduktion erwartet wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Elektrizitätsnachfrage
In der Woche vom 16. Juni stieg die Stromnachfrage in den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte im Vergleich zur Vorwoche. Der spanische Markt verzeichnete mit 7,8 % den größten Anstieg und damit die fünfte Wachstumswoche in Folge. Es folgten der französische und der belgische Markt mit einem Anstieg von 5,2 % bzw. 4,8 %. Trotz des Fronleichnamsfestes am 19. Juni stieg die Nachfrage auf dem portugiesischen Markt um 3,1 %, nachdem sie zwei Wochen lang rückläufig war. Der italienische Markt verzeichnete ebenfalls einen Anstieg der Nachfrage um 3,1 % im Vergleich zur Vorwoche, während der britische Markt mit 2,2 % den geringsten Anstieg verzeichnete und damit seinen Aufwärtstrend in der dritten Woche in Folge fortsetzte. In Deutschland blieb die Nachfrage jedoch ähnlich wie in der Vorwoche.
Gleichzeitig stiegen die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten Märkten. Die Anstiege reichten von 0,3°C in Italien bis 3,0°C in Großbritannien. Auch auf der Iberischen Halbinsel wurden im Wochenabstand erhebliche Anstiege der Durchschnittstemperaturen verzeichnet, und zwar um 2,4°C in Spanien und 2,3°C in Portugal.
In der Woche vom 23. Juni wird sich der Aufwärtstrend laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting in Frankreich und Italien fortsetzen. Auch auf dem deutschen Markt wird die Nachfrage steigen. Dagegen wird die Nachfrage auf dem spanischen, belgischen, britischen und portugiesischen Markt voraussichtlich zurückgehen.
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 Juniwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool mit einem Rückgang von 37 %. Im Gegensatz dazu erzielte der EPEX SPOT-Markt in Frankreich den größten prozentualen Preisanstieg von 83%. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 4,7% auf dem italienischen IPEX-Markt und 40% auf dem spanischen MIBEL-Markt.
In der Woche vom 16. Juni lagen die Wochenmittelwerte auf den meisten europäischen Strommärkten über 70 €/MWh. Ausnahmen bildeten der nordische und der französische Markt, deren Durchschnittspreise bei 18,53 €/MWh bzw. 51,58 €/MWh lagen. Der italienische Markt erreichte mit 118,86 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Preise von 71,82 €/MWh auf dem deutschen Markt bis 94,64 €/MWh auf dem britischen N2EX-Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der nordische Markt am 19. Juni mit 7,00 €/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der Woche unter den analysierten Märkten. Die Preise auf diesem Markt blieben in der dritten Juniwoche unter 25,00 €/MWh. Dagegen erreichten der britische, der spanische, der italienische und der portugiesische Markt in dieser Woche mehrmals Tagespreise von über 100 €/MWh. Am 19. Juni verzeichneten diese Märkte die höchsten Preise. Der italienische Markt erreichte den höchsten Wert von 124,67 €/MWh. Am Montag, dem 23. Juni, lag der Preis auf diesem Markt mit 136,57 €/MWh jedoch noch höher. Dies war der höchste Preis seit dem 27. Februar.
Was die Stundenpreise betrifft, so verzeichneten die meisten europäischen Strommärkte trotz des Anstiegs der wöchentlichen Durchschnittswerte in der dritten Juniwoche negative Stundenpreise. Eine Ausnahme bildete der italienische Markt. Am Sonntag, den 22. Juni, von 13:00 bis 14:00 Uhr, erreichte der deutsche Markt mit -99,01 €/MWh den niedrigsten Stundenpreis der Woche.
In der Woche vom 16. Juni trieben die steigenden Gaspreise und die Stromnachfrage die Preise auf den europäischen Strommärkten in die Höhe. Darüber hinaus sank die Windenergieerzeugung in Deutschland, Spanien und Portugal, während die Solarstromerzeugung in Italien zurückging.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der vierten Juniwoche in den meisten großen europäischen Strommärkten sinken werden, was auf die erhöhte 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 verzeichneten am Montag, dem 16. Juni, ihren wöchentlichen Tiefstpreis von 73,23 $/bbl. Danach zogen die Preise an, und in den verbleibenden Sitzungen der dritten Juniwoche lagen die Schlusskurse weiterhin über 75 $/bbl. Am Donnerstag, dem 19. Juni, erreichten diese Futures mit 78,85 $/bbl ihren höchsten Wochenschlusskurs. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 23. Januar. Am Freitag, dem 20. Juni, verzeichneten diese Futures jedoch einen Rückgang von 2,3 % gegenüber dem Vortag. Der Schlusskurs lag bei 77,01 $/bbl und damit immer noch 3,7 % höher als am Freitag zuvor.
Die Spannungen zwischen Israel und dem Iran haben die Preise für Brent-Öl-Futures in der dritten Juniwoche in die Höhe getrieben. Der US-Angriff auf iranische Nuklearanlagen am Wochenende verstärkte die Befürchtung einer Schließung der Straße von Hormuz. Eine solche Schließung wurde bereits vom iranischen Parlament gefordert, muss aber noch ratifiziert werden.
Die TTF-Gasfutures am ICE-Markt für den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 16. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 37,91 €/MWh. Während des größten Teils der dritten Juniwoche waren die Preise in einem Aufwärtstrend. So erreichten diese Futures am Donnerstag, den 19. Juni, ihren höchsten Wochenschlusskurs von 41,63 €/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 3. April. Am Freitag, dem 20. Juni, lag der Schlusskurs mit 40,93 €/MWh etwas niedriger. Dieser Preis lag um 8,0 % höher als am Freitag zuvor.
In der dritten Juniwoche wirkte sich die Befürchtung, dass es aufgrund der Spannungen im Nahen Osten zu Unterbrechungen bei der Versorgung mit Flüssigerdgas kommen könnte, weiterhin positiv auf die TTF-Terminpreise aus. Darüber hinaus trug auch die gestiegene Nachfrage in Europa aufgrund der wärmeren Temperaturen zu höheren Terminkursen bei.
Die CO2-Futures am EEX-Markt für den Benchmark-Kontrakt Dezember 2025 erreichten am Montag, den 16. Juni, ihren Wochenschlusskurs von 75,34 €/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis bereits um 0,8 % niedriger als am Freitag zuvor. Der Abwärtstrend setzte sich auch in der dritten Juniwoche fort. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Donnerstag, dem 19. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 72,75 €/t.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte, PPA und Energiespeicherung
Am Donnerstag, den 10. Juli, wird AleaSoft Energy Forecasting das 57. Webinar seiner monatlichen Webinarreihe abhalten. In diesem Webinar werden die Entwicklung und die Perspektiven der europäischen Energiemärkte sowie die aktuelle Situation und die Perspektiven der PPA analysiert, wobei der Schwerpunkt auf der Vision der Großverbraucher liegt. Außerdem werden die Aussichten für die Energiespeicherung und der Aufruf der IDAE zu Beihilfen für die Energiespeicherung behandelt.
Pedro González, Generaldirektor der AEGE, und Roger Font, Managing Director Project Finance Energy bei der Banco Sabadell, werden an dem runden Tisch teilnehmen. 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 analysieren wird.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
