AleaSoft Energy Forecasting,22. September 2025. In der dritten Septemberwoche verzeichneten die meisten wichtigen europäischen Strommärkte Rückgänge bei ihren Wochenpreisen, die in vielen Fällen unter 60 €/MWh lagen, begünstigt durch den Anstieg der Solarstromproduktion, die Erholung der Windenergie in Deutschland und Italien und den leichten Rückgang der Gaspreise. Spanien, Portugal und Frankreich brachen jedoch mit diesem Trend und verzeichneten Preisanstiege, während Italien fast die ganze Woche über über 100 €/MWh blieb. In diesen Tagen wurden in Spanien, Portugal und Frankreich neue historische Rekorde bei der photovoltaischen Solarstromerzeugung für einen Tag im September erreicht. Deutschland und Portugal zeichneten sich ebenfalls durch einen Anstieg der Windenergieerzeugung aus. Am 18. September erreichten die CO2-Futures mit 77,82 €/t ihren höchsten Schlusskurs seit Mitte Februar.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 15. September stieg die Photovoltaik-Produktion in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Nach den Rückgängen in der Vorwoche verzeichneten der französische und der italienische Markt mit 25 % bzw. 20 % die größten Zuwächse. Der deutsche Markt verzeichnete nach vier Wochen mit rückläufiger Entwicklung einen Anstieg der Solarstromproduktion um 10 %. Der spanische Markt verzeichnete mit 0,8 % den geringsten Anstieg. In diesem Fall war es die dritte Woche in Folge mit Zuwächsen.
Drei der wichtigsten europäischen Märkte verzeichneten einen neuen historischen Höchststand bei der Photovoltaik-Produktion für einen Tag im September. Der spanische und der portugiesische Markt brachen die Rekorde der Vorwoche und erzeugten am 15. bzw. 17. September 204 GWh und 26 GWh. Zwei Tage später, am 19. September, verzeichnete der französische Markt mit einer Erzeugung von 131 GWh seinen Rekord.
Trotz des Tagesrekords verzeichnete der portugiesische Markt einen Rückgang der wöchentlichen Solarstromproduktion um 3,3 %.
In der Woche vom 22. September wird sich laut den Prognosen zur Solarstromproduktion von AleaSoft Energy Forecasting der Aufwärtstrend umkehren und die photovoltaische Solarstromproduktion auf dem spanischen, italienischen und deutschen Markt zurückgehen.
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 15. September stieg die Windenergieproduktion auf dem deutschen und italienischen Markt im Vergleich zur zweiten Septemberwoche um 93 % bzw. 2,0 % und setzte damit den Anstieg der letzten drei bzw. zwei Wochen auf jedem Markt fort. Auf den Märkten in Portugal, Spanien und Frankreich sank die Windenergieproduktion hingegen um 39 %, 4,2 % bzw. 1,5 %. Für die Märkte in Frankreich und Spanien war es die zweite Woche in Folge mit Rückgängen, während der portugiesische Markt den Aufwärtstrend der Vorwoche umkehrte.
Am 16. September erzeugte der deutsche Markt 944 GWh Windenergie, Werte, die seit Mitte Januar 2025 nicht mehr erreicht wurden. Am 21. September erreichte die tägliche Windenergieproduktion auf dem portugiesischen Markt 73 GWh, ein Niveau, das zuletzt Ende April 2025 beobachtet wurde.
In der Woche vom 22. September wird laut den Prognosen zur Windenergieproduktion von AleaSoft Energy Forecasting die Windenergieproduktion in den Märkten Deutschlands, Frankreichs, Spaniens, Portugals und Italiens zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 15. September stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Märkte in Spanien und Großbritannien verzeichneten mit 5,7 % bzw. 4,3 % die größten Zuwächse und kehrten damit den Abwärtstrend der Vorwoche um. Die Märkte in Portugal, Frankreich und Deutschland verzeichneten geringere Nachfragesteigerungen von jeweils 1,9 %, 1,5 % und 1,2 %. Dies war die vierte Woche in Folge mit einem Nachfragewachstum auf dem portugiesischen und deutschen Markt. Auf dem französischen Markt stieg die Nachfrage zum zweiten Mal in Folge. Im Gegensatz dazu sank die Nachfrage auf dem belgischen und italienischen Markt um 1,3 % bzw. 1,1 %. Auf dem belgischen Markt setzte sich dieser Abwärtstrend zum zweiten Mal in Folge fort. Der italienische Markt kehrte nach vier Wochen steigender Nachfrage den Aufwärtstrend um.
Im Laufe der Woche stiegen die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten Märkten zwischen 0,1 °C in Italien und 1,9 °C in Deutschland.
Für die Woche vom 22. September wird laut den Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting ein Anstieg der Nachfrage auf den Märkten in Frankreich, Großbritannien und Belgien erwartet. Auf den Märkten in Portugal, Spanien, Deutschland und Italien wird hingegen ein Rückgang der Nachfrage erwartet.
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 Septemberwoche sanken die Durchschnittspreise der meisten wichtigen europäischen Strommärkte gegenüber der Vorwoche. Ausnahmen bildeten der MIBEL-Markt in Spanien und Portugal mit einem Anstieg von 21 % und der EPEX SPOT-Markt in Frankreich mit einem Anstieg von 25 %. Der IPEX-Markt in Italien verzeichnete mit 1,4 % den geringsten Preisrückgang. Dagegen verzeichnete der Nord Pool-Markt der nordischen Länder mit 53 % den größten prozentualen Preisrückgang. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten sanken die Preise zwischen 19 % auf dem Markt N2EX im Vereinigten Königreich und 45 % auf dem Markt EPEX SPOT in Deutschland.
In der Woche vom 15. September lagen die Wochenmittelwerte in den meisten europäischen Strommärkten unter 60 €/MWh. Ausnahmen bildeten die Märkte in Spanien, Portugal und Italien mit Durchschnittswerten von 74,34 €/MWh, 74,39 €/MWh bzw. 109,61 €/MWh. Der nordische Markt verzeichnete mit 21,55 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Preise zwischen 32,91 €/MWh auf dem französischen Markt und 58,33 €/MWh auf dem britischen Markt.
Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der nordische Markt am Sonntag, dem 21. September, mit 2,57 €/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der Woche unter den analysierten Märkten. Am Montag, dem 15. September, lagen die Tagespreise der meisten europäischen Strommärkte unter 15 €/MWh. An diesem Tag verzeichnete der deutsche Markt seinen niedrigsten Preis seit dem 2. Januar. Die Märkte in Belgien, Großbritannien und den Niederlanden erreichten ihre niedrigsten Preise seit Mai, während der französische Markt seinen niedrigsten Preis seit Juni verzeichnete.
Der italienische Markt verzeichnete unterdessen fast während der gesamten dritten Septemberwoche Tagespreise von über 100 €/MWh. Am 19. September erreichte dieser Markt mit 116,05 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche.
In der Woche vom 15. September führten der Anstieg der Solarstromproduktion sowie der leichte Rückgang der wöchentlichen Gaspreise zu einem Preisrückgang auf den meisten europäischen Strommärkten. Darüber hinaus sank die Nachfrage in Belgien und Italien, während die Windenergieproduktion auf dem deutschen und italienischen Markt zunahm. Auf den Märkten Spaniens, Frankreichs und Portugals hingegen trugen die gestiegene Nachfrage und der Rückgang der Windenergieproduktion zu einem Preisanstieg bei. Darüber hinaus ging die Solarstromproduktion in Portugal zurück.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise in der vierten Septemberwoche in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche steigen werden, beeinflusst durch den Rückgang der Wind- und Solarstromproduktion. Darüber hinaus wird die Nachfrage in einigen Märkten steigen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
In den ersten Sitzungen der dritten Septemberwoche setzten die Schlusskurse der Brent-Öl-Futures für den Front-Month auf dem ICE-Markt den Ende der Vorwoche begonnenen Aufwärtstrend fort. Am Dienstag, dem 16. September, erreichten diese Futures ihren höchsten Wochenendkurs von 68,47 $/bbl. Danach sanken die Preise wieder. Am Freitag, dem 19. September, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten Wochenendkurs von 66,68 $/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Kurs um 0,5 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
Die von der OPEC+ geplanten Produktionssteigerungen sowie die Sorge um die Nachfrage führten dazu, dass die Preise für Brent-Öl-Futures in der dritten Septemberwoche unter 69 $/bbl blieben. Die Zinssenkungen in den Vereinigten Staaten trugen zu den Sorgen um die Ölnachfrage bei, da diese Senkungen eine Reaktion auf die Wirtschafts- und Arbeitsmarktsituation des Landes sind, die sich negativ auf die Nachfrage auswirken könnte.
Was die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month betrifft, so verzeichneten sie am Montag, dem 15. September, ihren niedrigsten Wochenendstand von 32,15 €/MWh. Danach stiegen die Preise wieder an. Infolgedessen erreichten diese Futures am Donnerstag, dem 18. September, ihren höchsten Wochenendstand von 32,95 €/MWh. Am Freitag, dem 19. September, lag der Schlusskurs nach einem Rückgang von 2,0 % gegenüber dem Vortag bei 32,31 €/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis um 1,1 % unter dem des vorangegangenen Freitags.
In der dritten Septemberwoche sorgten das reichliche Angebot an Flüssigerdgas sowie der Rückgang der Gasnachfrage aufgrund milder Temperaturen und hoher Windenergieproduktion dafür, dass die Preise für TTF-Gas-Futures unter 33 €/MWh blieben.
Was die Futures auf CO2-Emissionsrechte auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 betrifft, so lagen die Schlusskurse in der dritten Septemberwoche über 76 €/t. Am Montag, dem 15. September, verzeichneten sie ihren niedrigsten Wochenendstand von 76,75 €/t. Am Donnerstag, dem 18. September, erreichten diese Futures hingegen ihren höchsten Wochenendstand von 77,82 €/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dies der höchste Preis seit dem 15. Februar. Am Freitag, dem 19. September, lag der Preis mit 77,55 €/t leicht darunter. Dennoch war dieser Preis um 2,3 % höher als am Freitag zuvor.
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, veranstaltete AleaSoft Energy Forecasting das 58. Webinar seiner monatlichen Webinar-Reihe. Neben der Entwicklung der europäischen Energiemärkte wurden im Webinar auch die Aussichten für die Energiespeicherung mit Batterien und den Eigenverbrauch analysiert. Die Veranstaltung umfasste auch eine Präsentation der Dienstleistungen von AleaSoft zur Verbesserung der Strategie, des Managements und der Planung von Energieversorgungsunternehmen.
An der Diskussionsrunde nahmen als Referenten Xavier Cugat, Technischer Direktor bei Seraphim, Francisco Valverde, unabhängiger Fachmann für die Entwicklung erneuerbarer Energien, und Alejandro Diego Rosell, Publizist und Berater im Energiebereich, Studienleiter bei World Wide Recruitment und Dozent an der EOI, teil.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
