AleaSoft Energy Forecasting, 1. September 2025. In der vierten Augustwoche lagen die Wochenpreise der meisten wichtigen europäischen Strommärkte unter 85 €/MWh. Im Laufe der Woche zeigten die Märkte ein uneinheitliches Verhalten. Der britische und der französische Markt verzeichneten Tagespreise unter 20 €/MWh, während in Deutschland und Italien 100 €/MWh überschritten wurden. Die Nachfrage stieg, die Photovoltaikproduktion ging zurück und die Windenergieproduktion stieg, während TTF-Gas einen Abwärtstrend verzeichnete, obwohl es im Durchschnitt gegenüber der Vorwoche stieg, CO2 stabil blieb und Brent leicht höher schloss.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 25. August ging die Photovoltaik-Produktion in den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Die Märkte in Frankreich und Deutschland verzeichneten mit 16 % bzw. 10 % die stärksten Rückgänge und verzeichneten damit die zweite Woche in Folge einen Rückgang. Die Märkte in Italien und Spanien verzeichneten mit 3,5 % bzw. 4,5 % die geringsten Rückgänge und verzeichneten damit drei Wochen in Folge Rückgänge. Der portugiesische Markt verzeichnete einen Rückgang der Produktion um 9,9 %, nachdem er in der Vorwoche noch Zuwächse verzeichnet hatte.
Für die Woche vom 1. September zeigen die Prognosen zur Solarstromproduktion von AleaSoft Energy Forecasting, dass die photovoltaische Solarstromerzeugung auf dem spanischen Markt zunehmen und auf dem deutschen und italienischen Markt zurückgehen 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 vierten Augustwoche stieg die Windenergieproduktion in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten gegenüber der Vorwoche. Frankreich verzeichnete mit 47 % den größten Anstieg. Die Iberische Halbinsel verzeichnete einen Anstieg von 8,0 % in Spanien und 32 % in Portugal und setzte damit den Aufwärtstrend in der zweiten bzw. dritten Woche in Folge fort. Im Gegensatz dazu verzeichneten der deutsche und der italienische Markt einen Rückgang der Stromerzeugung aus dieser Technologie. Der deutsche Markt verzeichnete mit 20 % den stärksten Rückgang, während der italienische Markt seine Produktion um 9,5 % reduzierte.
Im Laufe der Woche erreichte der französische Markt am Freitag, dem 29. August, mit 218 GWh seine dritthöchste tägliche Windenergieproduktion für einen Monat August.
Für die erste Septemberwoche wird laut den Prognosen zur Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Windenergieerzeugung auf dem deutschen, spanischen und französischen Markt steigen. Dagegen wird erwartet, dass die Produktion mit dieser Technologie auf dem portugiesischen und italienischen Markt zurückgehen wird.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der letzten Augustwoche stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Märkten gegenüber der Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete mit 6,3 % den größten Anstieg, gefolgt vom französischen Markt mit 3,2 % und dem deutschen Markt mit 2,1 %. Der spanische Markt wies mit 0,7 % den geringsten Anstieg auf, während die Nachfrage in Portugal um 0,9 % und in Belgien um 1,5 % stieg. Der italienische Markt verzeichnete die zweite Woche in Folge einen Anstieg, und der belgische Markt setzte seinen Aufwärtstrend zum fünften Mal in Folge fort. Auf dem britischen Markt sank die Nachfrage jedoch zum zweiten Mal in Folge um 7,0 %, was auf den britischen Feiertag „Summer Bank Holiday” am 25. August zurückzuführen war.
Die Durchschnittstemperaturen zeigten in den analysierten Märkten ein heterogenes Verhalten. Spanien, Großbritannien, Belgien und Deutschland verzeichneten Anstiege zwischen 0,1 °C in Spanien und 1,3 °C in Deutschland. Frankreich, Portugal und Italien hingegen verzeichneten Rückgänge zwischen 0,2 °C in Frankreich und 0,7 °C in Italien.
Für die erste Septemberwoche deuten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Rückgang der Nachfrage auf den belgischen, spanischen und französischen Märkten hin, während die Märkte in Deutschland, Großbritannien, Italien und Portugal Zuwächse 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 vierten Augustwoche entwickelten sich die Preise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche uneinheitlich. Der Nord Pool der nordischen Länder verzeichnete mit 58 % den höchsten prozentualen Anstieg des wöchentlichen Durchschnittspreises. Der IPEX-Markt in Italien und der EPEX SPOT-Markt in den Niederlanden und Deutschland verzeichneten ebenfalls Preisanstiege von 3,6 %, 4,3 % bzw. 12 %. Der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich verzeichnete hingegen mit 15 % den stärksten Rückgang. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten sanken die Preise zwischen 3,0 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Belgien und 5,0 % auf dem EPEX SPOT-Markt in Frankreich.
In der Woche vom 25. August lagen die Wochenmittelwerte in den meisten europäischen Strommärkten unter 85 €/MWh. Ausnahmen bildeten der deutsche und der italienische Markt mit Durchschnittswerten von 90,19 €/MWh bzw. 109,82 €/MWh. Der französische Markt verzeichnete mit 55,56 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Preise zwischen 65,37 €/MWh auf dem spanischen MIBEL-Markt und 82,77 €/MWh auf dem niederländischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der britische Markt am Sonntag, dem 31. August, mit 16,57 €/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der Woche unter den analysierten Märkten. Dieser Preis war der niedrigste auf dem britischen Markt seit dem 26. Mai. Am 31. August verzeichnete auch der französische Markt einen Preis unter 20 €/MWh, genauer gesagt 18,88 €/MWh. In der vierten Augustwoche hingegen verzeichneten der deutsche und der italienische Markt Tagespreise von über 100 €/MWh. Am 28. August erreichte der italienische Markt mit 122,21 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche. An diesem Tag verzeichnete der nordische Markt mit 98,47 €/MWh seinen höchsten Preis seit dem 14. März.
In der Woche vom 25. August führte der Anstieg der Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel und in Frankreich zu einem Preisrückgang auf dem spanischen, französischen und portugiesischen Markt. Der Nachfragerückgang auf dem britischen Markt trug ebenfalls zum Preisrückgang auf diesem Markt bei. Dagegen führten der Anstieg der Wochenpreise für Gas und CO2-Emissionsrechte sowie die steigende Nachfrage zu einem Preisanstieg auf anderen Märkten. Auf dem deutschen und italienischen Markt sank zudem die Wind- und Solarstromproduktion.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der ersten Septemberwoche auf den meisten europäischen Strommärkten sinken werden, beeinflusst durch den Anstieg der Windenergieproduktion und den Rückgang der Nachfrage in einigen Märkten. Darüber hinaus wird die Solarenergieproduktion in Spanien 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 erreichten am Montag, dem 25. August, ihren höchsten Wochenendstand von 68,80 $/bbl auf dem ICE-Markt. Nach einem Rückgang von 2,3 % gegenüber dem Vortag verzeichneten diese Futures am Dienstag, dem 26. August, ihren niedrigsten Wochenendstand von 67,22 $/bbl. Am 27. August stiegen die Preise wieder an und blieben für den Rest der vierten Augustwoche über 68 $/bbl. Am Freitag lag der Schlusskurs bei 68,12 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 0,6 % über dem des vorangegangenen Freitags.
Die Entwicklung des Konflikts zwischen Russland und der Ukraine wirkte sich in der vierten Augustwoche preistreibend auf die Brent-Öl-Futures aus. Allerdings begrenzten die Produktionssteigerung der OPEC+ und die Erwartungen einer geringeren Nachfrage das Preiswachstum. In der ersten Septemberwoche wird die Preisentwicklung von den Erwartungen hinsichtlich der bevorstehenden Sitzung der OPEC+ beeinflusst werden, die am Ende der Woche stattfinden wird.
Die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month erreichten am Montag, dem 25. August, ihren höchsten Wochenendstand von 33,77 €/MWh. Danach sanken die Preise. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Donnerstag, dem 28. August, ihren niedrigsten Wochenendstand von 31,56 €/MWh. Am Freitag, dem 29. August, lag der Schlusskurs mit 31,62 €/MWh leicht darüber. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 5,8 % unter dem des vorangegangenen Freitags. Trotz der Preisrückgänge während der Woche lag der wöchentliche Durchschnitt der Schlusskurse jedoch um 1,1 % über dem der Vorwoche.
In der vierten Augustwoche ging der Gasfluss aus Norwegen aufgrund von Wartungsarbeiten zurück. Trotzdem stiegen die europäischen Reserven weiter an, da der Gasverbrauch gering war. Die Verfügbarkeit von Flüssigerdgas, begünstigt durch die schwache Nachfrage in Asien, trug ebenfalls zum Preisrückgang bei. Darüber hinaus könnte die Lieferung von russischem Flüssigerdgas nach China auch den Wettbewerb um die weltweite Versorgung mit Flüssigerdgas verringern.
Was die Schlusskurse der CO2-Emissionsrechte-Futures auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 betrifft, so blieben sie fast die gesamte vierte Augustwoche über bei über 72 €/t. Am Donnerstag, dem 28. August, verzeichneten sie jedoch mit 71,74 €/t ihren niedrigsten Schlusskurs der Woche. Nach einem Anstieg von 1,7 % gegenüber dem Vortag erreichten diese Futures am Freitag, dem 29. August, mit 72,97 €/t ihren höchsten Schlusskurs der Woche. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 0,6 % über dem des vorangegangenen Freitags.
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. Dieses Mal werden im Webinar die Entwicklung und Perspektiven der europäischen Energiemärkte, die Aussichten für die Energiespeicherung mit Batterien sowie die aktuelle Situation und die Perspektiven des Eigenverbrauchs analysiert. Während des Webinars werden auch die Dienstleistungen von AleaSoft für Energieversorger vorgestellt.
An der Diskussionsrunde im zweiten Teil 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.
