AleaSoft Energy Forecasting, 2. September 2025. Im August sanken die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum Juli und erreichten meist Monatsdurchschnittswerte von unter 75 €/MWh. Der Rückgang der Stromnachfrage in Verbindung mit den niedrigsten TTF-Gaspreisen seit August 2024 begünstigten diese Rückgänge. Die Photovoltaik-Produktion war zwar im Vergleich zum Juli insgesamt rückläufig, erreichte jedoch in Deutschland und Portugal den zweithöchsten Stand seit Beginn der Aufzeichnungen, während die Windenergieproduktion ebenfalls gegenüber Juli zurückging.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
Im August 2025 stieg die Photovoltaik-Produktion in den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorjahresmonat. Frankreich und Italien verzeichneten mit jeweils 17 % den größten Anstieg. Es folgten Portugal und Deutschland mit einem Wachstum von 13 % bzw. 10 % gegenüber dem Vorjahr. Der spanische Markt verzeichnete mit 8,7 % den geringsten Anstieg.
Im Vergleich zum Juli 2025 stieg die Solarstromproduktion in Deutschland um 10 %. Frankreich, die Iberische Halbinsel und Italien verzeichneten hingegen einen Rückgang gegenüber dem Vormonat. Der französische Markt verzeichnete mit 11 % den stärksten Rückgang, während der italienische Markt mit 6,3 % den geringsten Rückgang verzeichnete. Die Märkte in Spanien und Portugal verzeichneten einen Rückgang der Stromerzeugung um 7,0 % bzw. 8,7 %.
Im August 2025 erreichten Deutschland und Portugal den zweithöchsten Wert ihrer Geschichte bei der monatlichen Stromerzeugung aus Photovoltaik. Deutschland erzeugte 9955 GWh, ein Wert, der hinter dem im Juni 2025 verzeichneten Höchstwert von 10 269 GWh liegt. Portugal kam auf 729 GWh, nach dem im Juli erreichten Rekordwert von 797 GWh.
Der Anstieg der Photovoltaik-Erzeugung im Jahresvergleich war mit einer höheren installierten Leistung verbunden. Nach Angaben von Red Eléctrica wurden zwischen August 2024 und August 2025 auf dem spanischen Markt 6622 MW an photovoltaischer Solarenergie hinzugefügt. Im gleichen Zeitraum wurden nach Angaben von REN auf dem portugiesischen Markt 977 MW in das System eingespeist.
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.Im August 2025 stieg die Windenergieproduktion in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zum August 2024. Italien verzeichnete mit 65 % den größten Anstieg, während Deutschland mit 7,5 % den geringsten Anstieg verzeichnete. In Frankreich stieg die Stromerzeugung mit dieser Technologie um 16 %. Die Iberische Halbinsel bildete mit Rückgängen von 3,2 % in Portugal und 6,3 % in Spanien eine Ausnahme.
Im Vergleich zum Vormonat ging die Windenergieproduktion in den wichtigsten Strommärkten Europas zurück. Spanien verzeichnete mit 21 % den stärksten Rückgang, während Deutschland mit 8,6 % den geringsten Rückgang verzeichnete. Frankreich, Portugal und Italien verzeichneten Rückgänge von 10 %, 17 % bzw. 18 %.
Nach Angaben von Red Eléctrica hat der spanische Markt zwischen August 2024 und August 2025 seine Windkraftkapazität um 1042 MW erweitert. Im gleichen Zeitraum hat der portugiesische Markt laut Angaben von REN 3,0 MW zum System hinzugefügt.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
Im August 2025 sank die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorjahresmonat. Der italienische Markt verzeichnete mit 10 % den stärksten Rückgang, während der belgische Markt mit 0,7 % den geringsten Rückgang verzeichnete. Die Märkte in Frankreich, Spanien und Deutschland verzeichneten Rückgänge von 1,2 %, 2,4 % bzw. 3,5 %. Auf der anderen Seite stieg die Nachfrage auf dem portugiesischen und britischen Markt im Jahresvergleich. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 2,8 % den stärksten Anstieg, während der britische Markt mit 0,5 % einen moderateren Anstieg verzeichnete.
Im Vergleich zum Juli 2025 ging die Nachfrage auch in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten zurück. Italien verzeichnete mit 18 % den stärksten Rückgang, während Deutschland mit 2,9 % den geringsten Rückgang verzeichnete. Die Märkte in Großbritannien, Portugal, Frankreich und Spanien verzeichneten Rückgänge zwischen 3,8 % in Großbritannien und 6,3 % in Spanien. Im belgischen Markt stieg die Nachfrage hingegen um 1,2 %.
Die Durchschnittstemperaturen stiegen im Vergleich zum gleichen Monat des Jahres 2024 in Spanien, Portugal und Großbritannien um 0,1 °C, 0,5 °C bzw. 0,7 °C. Im Gegensatz dazu verzeichneten Frankreich, Belgien, Deutschland und Italien Rückgänge zwischen 0,2 °C in Frankreich und 2,0 °C in Italien.
Ebenso lagen die Durchschnittstemperaturen im August über denen im Juli auf den Märkten Frankreichs und der Iberischen Halbinsel, mit Anstiegen von 0,4 °C in Frankreich, 0,7 °C in Portugal und 0,8 °C in Spanien, was auf die Hitzewelle zurückzuführen ist, die diese Länder in der ersten Augusthälfte heimgesucht hat. Auf der anderen Seite lagen die Durchschnittstemperaturen in Deutschland, Italien, Belgien und Großbritannien unter denen des Vormonats, mit Rückgängen zwischen 0,4 °C in Italien und Deutschland und 0,6 °C in Großbritannien.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Im August 2025 lag der durchschnittliche Monatspreis in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten unter 75 €/MWh. Ausnahmen bildeten der EPEX SPOT-Markt in Deutschland, der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und der IPEX-Markt in Italien mit Durchschnittspreisen von 76,99 €/MWh, 82,58 €/MWh bzw. 108,79 €/MWh. Der Nord Pool-Markt der nordischen Länder und der EPEX SPOT-Markt in Frankreich verzeichneten mit 36,47 €/MWh bzw. 54,44 €/MWh die niedrigsten Monatsdurchschnittspreise. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten lagen die Durchschnittspreise zwischen 68,44 €/MWh auf dem spanischen MIBEL-Markt und 74,58 €/MWh auf dem niederländischen EPEX SPOT-Markt.
Im Vergleich zum Juli sanken die Durchschnittspreise in den meisten von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Anstieg von 13 %. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 2,0 % den geringsten Rückgang. Dagegen verzeichneten der niederländische und der belgische Markt mit 15 % bzw. 17 % die größten prozentualen Preisrückgänge. In den übrigen Märkten sanken die Preise zwischen 2,2 % auf dem spanischen Markt und 12 % auf dem deutschen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise des Monats August mit denen des gleichen Monats im Jahr 2024, so sind die Preise ebenfalls in den meisten Märkten gesunken. Ausnahmen bildeten die Märkte in Belgien, Großbritannien und Skandinavien mit einem Anstieg von 5,3 %, 16 % bzw. 138 %. In diesem Fall sank der Preis auf dem französischen Markt nur geringfügig um 0,2 %. Der iberische Markt verzeichnete mit 25 % den größten prozentualen Preisrückgang. In den übrigen Märkten lagen die Preisrückgänge zwischen 3,3 % auf dem niederländischen Markt und 15 % auf dem italienischen Markt.
Der nordische Markt erreichte zwar im August 2025 den niedrigsten Durchschnittswert unter den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten, verzeichnete jedoch aufgrund des Aufwärtstrends den höchsten Monatspreis seit März.
Im August 2025 führten der Rückgang der Gaspreise gegenüber dem Vormonat sowie der Nachfragerückgang in den meisten Märkten zu einem Preisrückgang auf den europäischen Strommärkten. Darüber hinaus stieg im deutschen Markt die Solarstromproduktion im Vergleich zum Juli an.
Im Vergleich zum August 2024 sanken die Preise für Gas und CO2-Emissionsrechte, was zu einem Rückgang der Preise gegenüber dem Vorjahr in den meisten europäischen Strommärkten beitrug. Der Anstieg der Solarstromproduktion im Jahresvergleich begünstigte diese Entwicklung ebenfalls. Darüber hinaus sank die Stromnachfrage in den meisten Märkten, und in den Märkten Deutschland, Frankreich und Italien stieg die Windenergieproduktion im Vergleich zum August 2024.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Brennstoffe y CO2
Die Futures für Brent-Rohöl für den Front Month auf dem ICE-Markt verzeichneten im August 2025 einen durchschnittlichen Monatspreis von 67,26 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Monatsdurchschnitt der niedrigste seit Juni. Dieser Wert lag um 3,3 % unter dem Wert der Front-Month-Futures für Juli 2025 von 69,55 $/bbl. Er lag auch um 15 % unter dem Wert der im August 2024 gehandelten Front-Month-Futures von 78,88 $/bbl.
Im August wirkten sich die Besorgnis über die Entwicklung der Nachfrage und die Produktionssteigerungen der OPEC+ negativ auf die Preise für Brent-Rohöl-Futures aus. Auch die Friedensverhandlungen für die Ukraine trugen zum Preisrückgang bei. Die Entwicklung des Konflikts und die Möglichkeit neuer Sanktionen der USA gegen Länder, die russisches Öl importieren, begrenzten jedoch die Preisrückgänge.
Was die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front Month betrifft, so lag der Durchschnittswert im August 2025 bei 32,70 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der niedrigste Monatsdurchschnitt seit August 2024. Im Vergleich zum Durchschnitt der im Juli gehandelten Front-Month-Futures von 33,96 €/MWh sank der Durchschnitt im August um 3,7 %. Im Vergleich zu den im August 2024 gehandelten Front-Month-Futures, als der Durchschnittspreis bei 38,35 €/MWh lag, gab es einen Rückgang von 15 %.
Trotz der Verringerung der Gaslieferungen aus Norwegen aufgrund von Wartungsarbeiten sorgte die reichliche Versorgung mit Flüssigerdgas dafür, dass die europäischen Reserven im August weiter anstiegen, was zu einem Preisrückgang führte. Die Erwartungen hinsichtlich eines Friedensabkommens zwischen Russland und der Ukraine wirkten sich ebenfalls preissenkend auf die TTF-Gas-Futures aus. Die Schwierigkeiten bei den Verhandlungen und die Androhung neuer Sanktionen gegen Russland und die russischen Gas importierenden Länder begrenzten jedoch den Preisrückgang.
Im Falle der Futures auf CO2-Emissionsrechte auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt vom Dezember 2025 erreichten sie im August einen Durchschnittspreis von 71,81 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten stieg dieser Monatspreis um 1,1 % gegenüber dem Durchschnittspreis im Juli, der bei 71,00 €/t lag. Im Vergleich zum Durchschnittspreis im August 2024, der bei 73,75 €/t lag, war der Durchschnittspreis im August 2025 um 2,6 % niedriger.
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
Die Abteilung AleaStorage von AleaSoft Energy Forecasting bietet fortschrittliche Lösungen für die Optimierung und Verwaltung von Energiespeichersystemen. Die Dienstleistungen von AleaStorage umfassen die Berechnung der Einnahmen und Rentabilität von Systemen mit Energiespeicherkapazität sowie die Dimensionierung der optimalen Speicherkapazität in Hybridsystemen. Diese Dienstleistungen basieren auf wissenschaftlichen Preisprognosen von hoher Qualität. Die Lösungen von AleaStorage sind verfügbar für Projekte mit eigenständigen Batterien, Hybridsystemen mit erneuerbaren Technologien wie Windkraft oder Solarenergie mit Batterien, Hybridsysteme für den Eigenverbrauch mit Batterien und andere Hybridsysteme wie Wasserkraft, Kraft-Wärme-Kopplung oder Verbrauch.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
