AleaSoft Energy Forecasting, 15. September 2025. In der zweiten Septemberwoche stiegen die Preise an den meisten wichtigen europäischen Strommärkten, obwohl der Wochendurchschnitt unter 75 €/MWh blieb. An einigen Tagen überschritten mehrere Märkte 100 €/MWh, wobei Deutschland am 9. September mit 142,45 €/MWh den höchsten Tagespreis seit Februar erreichte. Dieser Markt überschritt am 8. September auch die Marke von 400 €/MWh innerhalb einer Stunde. Der Anstieg der Nachfrage und der Preise für Gas und CO2 trieb die Märkte an, wobei die CO2 -Futures ihren höchsten Schlusskurs seit Februar erreichten. Spanien und Portugal verzeichneten historische Rekorde bei der Photovoltaik-Erzeugung für einen Tag im September.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 8. September stieg die Photovoltaik-Produktion auf den Märkten der Iberischen Halbinsel gegenüber der Vorwoche. Der portugiesische Markt verzeichnete nach zwei Wochen mit Rückgängen den größten Anstieg von 13 %. Der spanische Markt verzeichnete einen Anstieg von 2,3 % und setzte damit den Aufwärtstrend zum zweiten Mal in Folge fort. Im Laufe der Woche wurden sowohl in Spanien als auch in Portugal historische Höchstwerte bei der Solarstromerzeugung für einen Tag im September erreicht. In Portugal wurde der Rekord am Dienstag, dem 9. September, mit 25 GWh verzeichnet, während er in Spanien am Freitag, dem 12. September, mit 193 GWh erreicht wurde.
Auf den Märkten in Frankreich, Deutschland und Italien ging die Solarstromerzeugung im Vergleich zur ersten Septemberwoche jedoch zurück. Frankreich verzeichnete mit 18 % den geringsten Rückgang, während Italien und Deutschland ihre Produktion um jeweils 19 % senkten. In Deutschland war dies der vierte Rückgang in Folge.
Für die Woche vom 15. September prognostizieren die Solarstromprognosen von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg der photovoltaischen Solarstromproduktion auf dem deutschen, italienischen und spanischen Markt.
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 zweiten Septemberwoche stieg die Windenergieproduktion in den meisten europäischen Hauptmärkten gegenüber der Vorwoche an. Portugal verzeichnete mit 14 % den größten Anstieg, während Italien mit 4,7 % den geringsten Anstieg verzeichnete. Deutschland setzte den Aufwärtstrend zum zweiten Mal in Folge fort und steigerte seine Produktion um 12 %. Auf dem französischen und spanischen Markt ging die Stromerzeugung mit dieser Technologie hingegen zurück, wodurch die Steigerungsphase der letzten zwei Wochen in Frankreich und der letzten drei Wochen in Spanien unterbrochen wurde. Frankreich verzeichnete mit 11 % den geringsten Rückgang, während Spanien seine Produktion um 25 % senkte.
Für die dritte Septemberwoche prognostizieren die Windkraftprognosen von AleaSoft Energy Forecasting einen Anstieg auf dem deutschen Markt und Rückgänge auf dem französischen, italienischen, spanischen und portugiesischen Markt.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der zweiten Septemberwoche stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Märkten gegenüber der Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete mit 4,1 % den größten Anstieg und verzeichnete damit vier Wochen in Folge ein Wachstum. Auf dem deutschen, französischen und portugiesischen Markt stieg die Nachfrage um 0,2 %, 0,3 % bzw. 0,8 %. Deutschland und Portugal setzten den Aufwärtstrend zum dritten Mal in Folge fort.
Auf den Märkten Spaniens, Großbritanniens und Belgiens ging die Nachfrage hingegen im Vergleich zur ersten Septemberwoche zurück. Der spanische Markt verzeichnete mit 0,4 % den geringsten Rückgang und setzte seinen Abwärtstrend damit zum zweiten Mal in Folge fort. Auf dem britischen Markt sank die Nachfrage um 1,1 %. Belgien verzeichnete nach sechs Wochen mit Zuwächsen den stärksten Rückgang von 1,4 %.
Die Durchschnittstemperaturen lagen in den meisten untersuchten Märkten unter denen der Vorwoche. Großbritannien verzeichnete mit 2,4 °C den stärksten Rückgang, während die Iberische Halbinsel mit 0,1 °C in Portugal und 0,4 °C in Spanien die geringsten Rückgänge verzeichnete. Frankreich, Belgien und Deutschland verzeichneten Rückgänge von 1,3 °C, 1,6 °C bzw. 1,7 °C. Italien blieb mit ähnlichen Durchschnittstemperaturen wie in der Vorwoche.
Für die Woche vom 15. September liegen die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting prognostiziert einen Anstieg der Nachfrage auf dem britischen, spanischen und französischen Markt, während die Märkte in Italien, Portugal, Deutschland und Belgien Rückgänge verzeichnen werden.
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 zweiten Septemberwoche stiegen die Durchschnittspreise der meisten wichtigen europäischen Strommärkte gegenüber der Vorwoche. Ausnahmen bildeten der britische N2EX-Markt und der französische EPEX SPOT-Markt, deren Durchschnittspreise um 3,8 % bzw. 8,5 % sanken. Der IPEX-Markt in Italien und der Nord Pool-Markt in den nordischen Ländern verzeichneten mit jeweils 4,4 % die geringsten Preisanstiege. Demgegenüber verzeichneten der MIBEL-Markt in Portugal und Spanien mit 35 % bzw. 36 % die höchsten prozentualen Preisanstiege. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 9,5 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Deutschland und 19 % auf dem EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden.
In der Woche vom 8. September lagen die Wochenmittelwerte trotz Preisanstiegen in den meisten europäischen Strommärkten weiterhin unter 75 €/MWh. Ausnahmen bildeten die Märkte in den Niederlanden, Deutschland und Italien mit Durchschnittswerten von 85,92 €/MWh, 92,99 €/MWh bzw. 111,16 €/MWh. Der französische Markt verzeichnete mit 26,36 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Preise zwischen 45,55 €/MWh auf dem nordischen Markt und 71,64 €/MWh auf dem britischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der französische Markt am Samstag, dem 13. September, mit 9,69 €/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der zweiten Septemberwoche unter den analysierten Märkten. Zu Beginn der dritten Septemberwoche, am Montag, dem 15. September, verzeichneten die meisten europäischen Strommärkte Tagespreise unter 15 €/MWh. Der französische Markt verzeichnete erneut den niedrigsten Preis von 3,38 €/MWh. Dieser Preis war der niedrigste auf dem französischen Markt seit dem 9. Juni. Die Märkte in Belgien, Großbritannien und den Niederlanden erreichten am 15. September ihre niedrigsten Preise seit Mai, während der deutsche Markt den niedrigsten Preis seit dem 2. Januar verzeichnete.
In der zweiten Septemberwoche verzeichneten die Märkte in Deutschland, Belgien, Großbritannien, Italien und den Niederlanden Tagespreise von über 100 €/MWh. Am 9. September erreichte der deutsche Markt mit 142,45 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche. Dies war der höchste Preis seit dem 18. Februar. Darüber hinaus verzeichnete der deutsche Markt am 8. September zwischen 19:00 und 20:00 Uhr einen Preis von 413,66 €/MWh, den höchsten Stundenwert seit dem 1. Juli.
In der Woche vom 8. September führten der Anstieg der wöchentlichen Gaspreise und CO2-Emissionsrechte, der Rückgang der Solarstromproduktion und die steigende Nachfrage in den meisten Märkten zu einem Preisanstieg auf den europäischen Strommärkten. Der Rückgang der Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel trug ebenfalls zum Preisanstieg auf dem MIBEL-Markt bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der dritten Septemberwoche auf den meisten europäischen Strommärkten sinken werden, beeinflusst durch den Anstieg der Solarstromproduktion und den Rückgang der Nachfrage in einigen Märkten. Darüber hinaus wird die Windenergieproduktion in Deutschland deutlich zunehmen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Front-Month-Futures für Brent-Rohöl an der ICE-Börse verzeichneten am Montag, dem 8. September, ihren niedrigsten Wochenendstand von 66,02 $/bbl. Dieser Wert lag über dem des vorangegangenen Freitags und leitete eine Reihe von Anstiegen in den folgenden Sitzungen ein. Infolgedessen erreichten diese Futures am 10. September ihren höchsten Wochenendstand von 67,49 $/bbl. In den letzten Sitzungen der zweiten Septemberwoche blieben die Preise unter 67 $/bbl. Am Freitag, dem 12. September, lag der Schlusskurs bei 66,99 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 2,3 % über dem des vorangegangenen Freitags.
Die zunehmenden geopolitischen Spannungen wirkten sich in der zweiten Septemberwoche positiv auf die Preise für Brent-Öl-Futures aus. Die Sorge um die Entwicklung der Nachfrage und die von der OPEC+ geplanten Produktionssteigerungen begrenzten jedoch die Preisanstiege.
Was die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month betrifft, so lag der Schlusskurs am Montag, dem 8. September, bei 33,06 €/MWh und damit 3,4 % über dem Kurs der letzten Sitzung der Vorwoche. Am 10. September erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenendstand von 33,12 €/MWh. Am Donnerstag, dem 11. September, verzeichneten sie hingegen nach einem Rückgang von 2,4 % gegenüber dem Vortag ihren niedrigsten Wochenendstand von 32,32 €/MWh. Am Freitag, dem 12. September, lag der Schlusskurs bei 32,66 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 2,2 % über dem des vorangegangenen Freitags.
In der zweiten Septemberwoche blieben die Preise für TTF-Gas-Futures aufgrund der zunehmenden Spannungen im Nahen Osten sowie zwischen Russland und der Ukraine über 32 €/MWh. Die europäischen Lagerbestände von fast 80 % und der Abschluss der Wartungsarbeiten in Norwegen trugen jedoch dazu bei, dass die Preise nicht auf 34 €/MWh stiegen.
Was die Futures auf CO2-Emissionsrechte auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 betrifft, so blieben die Schlusskurse in der zweiten Septemberwoche über 75 €/t. Am Montag, dem 8. September, erreichten sie ihren höchsten Schlusskurs der Woche mit 77,16 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 18. Februar. Am Donnerstag, dem 11. September, verzeichneten diese Futures hingegen ihren niedrigsten Wochenendstand von 75,55 €/t. Am Freitag, dem 12. September, lag der Preis mit 75,78 €/t leicht darüber. Dieser Preis lag um 0,3 % unter dem des Vorwochenendes.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die Energiemärkte in Europa, Batterien und Eigenverbrauch
Am Donnerstag, dem 18. September, findet das Webinar Nr. 58 der monatlichen Webinar-Reihe von AleaSoft Energy Forecasting statt. Neben der Entwicklung der europäischen Energiemärkte werden im Webinar auch die Perspektiven der Energiespeicherung mit Batterien und des Eigenverbrauchs analysiert. Während des Webinars werden auch die Dienstleistungen von AleaSoft zur Verbesserung der Strategie, des Managements und der Planung von Energieversorgungsunternehmen vorgestellt.
An der Diskussionsrunde nehmen Xavier Cugat, BESS Technical Director bei Seraphim, Francisco Valverde, unabhängiger Fachmann für die Entwicklung erneuerbarer Energien, und Alejandro Diego Rosell, Referent und Berater im Energiebereich, Studienleiter bei World Wide Recruitment und Dozent an der EOI, teil.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
