AleaSoft Energy Forecasting, 1. Oktober 2025. Die Preise auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten stiegen im dritten Quartal 2025 und lagen über 65 €/MWh. Begünstigt wurde diese Entwicklung durch den Anstieg der Nachfrage und den Rückgang der Windenergieproduktion im Vergleich zum zweiten Quartal des Jahres in den meisten Märkten sowie durch den Anstieg der CO2-Preise. Auf den Märkten Spaniens, Frankreichs und Portugals wurde die höchste vierteljährliche Photovoltaikproduktion aller Zeiten erreicht. Der Durchschnittspreis für TTF-Gas-Futures war im Quartal der niedrigste seit dem dritten Quartal 2024.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
Im dritten Quartal 2025 stieg die Photovoltaik-Stromerzeugung in den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum gleichen Zeitraum des Jahres 2024. Der französische Markt verzeichnete mit 26 % den größten Anstieg. Auch die Märkte in Portugal, Italien und Spanien verzeichneten zweistellige Zuwächse von 21 %, 20 % bzw. 11 %. Der deutsche Markt verzeichnete mit 3,5 % den geringsten Anstieg.
Im Vergleich zwischen dem dritten und zweiten Quartal 2025 war ein Aufwärtstrend auf den Märkten in Portugal, Spanien und Frankreich zu beobachten. Die Zuwächse betrugen jeweils 16 %, 13 % und 3,6 %. Demgegenüber verzeichneten die Märkte in Deutschland und Italien einen Rückgang der Solarstromproduktion um 11 % bzw. 3,0 % im Quartalsvergleich.
Auf den Märkten Spaniens, Frankreichs und Portugals wurde die höchste vierteljährliche Photovoltaikproduktion aller Zeiten erreicht. In Spanien wurden mit dieser Technologie 16.814 GWh erzeugt, in Frankreich 10.393 GWh und in Portugal 2.140 GWh.
Die oben genannten Daten spiegeln den Anstieg der installierten Photovoltaik-Kapazität wider. Nach Angaben von Red Eléctrica stieg diese Leistung zwischen dem zweiten und dritten Quartal 2025 um 834 MW.
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 dritten Quartal 2025 stieg die Windenergieproduktion in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zum Vorjahr. Der italienische Markt verzeichnete mit 23 % den größten Anstieg. In den Märkten Frankreichs, Deutschlands und Portugals stieg die Windenergieproduktion um 10 %, 9,8 % bzw. 8,8 %. Im spanischen Markt hingegen sank die Windenergieproduktion im dritten Quartal im Vergleich zum Vorjahresquartal um 3,5 %.
Im Einklang mit dem saisonalen Übergang vom Frühling zum Sommer ging die Windenergieproduktion in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten zwischen dem zweiten und dritten Quartal 2025 zurück. An der Spitze stand der italienische Markt mit einem Rückgang von 9,9 %. Auf dem französischen und deutschen Markt sank die Stromerzeugung aus dieser Technologie um 2,8 % bzw. 1,5 %. Auf dem spanischen und portugiesischen Markt stieg die Windenergieproduktion gegenüber dem Vorquartal jedoch um 9,7 % bzw. 9,3 %.
Nach Angaben von Red Eléctrica stieg die installierte Windkraftkapazität auf dem spanischen Markt zwischen Juli und September 2025 um 159 MW.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Strombedarf
Im dritten Quartal 2025 stieg die Stromnachfrage auf der Iberischen Halbinsel und in Frankreich im Vergleich zum Vorjahreszeitraum. Der portugiesische Markt verzeichnete mit 2,8 % den größten Anstieg der Nachfrage. Es folgten der spanische und der französische Markt mit einem Anstieg von 1,0 % bzw. 0,5 %. Die übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkte zeigten einen rückläufigen Trend. Der italienische Markt verzeichnete mit 4,2 % den stärksten Rückgang der Nachfrage. Auf dem deutschen und britischen Markt sank die Nachfrage um 1,2 % bzw. 1,0 %. Der belgische Markt verzeichnete mit 0,5 % den geringsten Rückgang.
Im Vergleich zwischen dem zweiten und dritten Quartal 2025 stieg die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten. Die größten Zuwächse waren in den südeuropäischen Märkten zu verzeichnen, wo in den Sommermonaten typischerweise heißere Tage und ein höherer Kühlbedarf herrschen. Der spanische Markt verzeichnete mit 8,5 % den größten Anstieg. Auf dem italienischen Markt stieg die Nachfrage um 6,4 % und auf dem portugiesischen Markt um 5,0 %. Auf dem deutschen Markt stieg die Nachfrage um 2,3 %. Auf dem britischen und dem belgischen Markt stieg die Nachfrage um 1,4 % bzw. 0,1 %. Der französische Markt bildete eine Ausnahme, da die Nachfrage gegenüber dem Vorquartal um 1,3 % zurückging.
Die Durchschnittstemperaturen stiegen im Jahresvergleich in den meisten der analysierten Märkte an, wobei die Zuwächse zwischen 0,4 °C in Spanien und Belgien und 0,8 °C in Großbritannien lagen. In Frankreich waren die Durchschnittstemperaturen des Quartals ähnlich wie im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Im Gegensatz dazu verzeichneten Deutschland und Italien einen Rückgang der Durchschnittstemperaturen um jeweils 1,0 °C.
Da das dritte Quartal weitgehend mit dem Sommer zusammenfällt, stiegen die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten Märkten gegenüber dem zweiten Quartal 2025 an. Die Zuwächse lagen zwischen 2,8 °C in Großbritannien und 5,1 °C in Spanien.
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 dritten Quartal 2025 lag der durchschnittliche Quartalspreis in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten über 65 €/MWh. Ausnahmen bildeten der Nord Pool-Markt der nordischen Länder und der EPEX SPOT-Markt in Frankreich mit Durchschnittspreisen von 36,01 €/MWh bzw. 49,21 €/MWh. Der IPEX-Markt in Italien verzeichnete mit 110,35 €/MWh den höchsten Quartalswert. Auf den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Durchschnittswerte zwischen 66,56 €/MWh auf dem spanischen MIBEL-Markt und 83,78 €/MWh auf dem britischen N2EX-Markt.
Im Vergleich zum Vorquartal stiegen die Durchschnittspreise im dritten Quartal 2025 in fast allen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten. Die Ausnahme bildete der britische Markt mit einem leichten Rückgang von 0,5 %. Der iberische Markt verzeichnete mit 73 % den größten Anstieg. Die übrigen Märkte verzeichneten Preisanstiege zwischen 8,2 % auf dem belgischen Markt und 45 % auf dem französischen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise des dritten Quartals 2025 mit denen des gleichen Quartals 2024, so sind die Preise in den meisten Märkten ebenfalls gestiegen. Ausnahmen bildeten in diesem Fall der französische, italienische und iberische Markt mit Rückgängen von 3,8 %, 7,5 % bzw. 15 %. Der nordische Markt verzeichnete hingegen mit 81 % den größten Anstieg. In den übrigen Märkten lagen die Preissteigerungen zwischen 2,5 % auf dem britischen Markt und 16 % auf dem belgischen Markt.
Im dritten Quartal 2025 führten der Anstieg der Preise für CO2-Emissionsrechte sowie die gegenüber dem Vorquartal gestiegene Nachfrage zu einem Anstieg der Preise auf den europäischen Strommärkten. Der Rückgang der Windenergieproduktion in den meisten Märkten trug ebenfalls zum Preisanstieg bei. Darüber hinaus ging die Solarenergieproduktion auf dem deutschen und italienischen Markt zurück.
Der Anstieg der Preise im Jahresvergleich wurde auch durch den Anstieg der Preise für CO2-Emissionsrechte beeinflusst. Der Rückgang der Gaspreise im Jahresvergleich sowie die Zunahme der Solarenergieproduktion begünstigten jedoch den Preisrückgang auf den Märkten Spaniens, Frankreichs, Italiens und Portugals. Darüber hinaus stieg die Windenergieproduktion in Frankreich, Italien und Portugal.
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 auf dem ICE-Markt verzeichneten im dritten Quartal 2025 einen durchschnittlichen Quartalspreis von 68,12 $/bbl. Dieser Wert lag um 2,1 % über dem Wert der Front-Month-Futures des Vorquartals von 66,71 $/bbl. Er lag jedoch um 13 % unter dem Wert der im dritten Quartal 2024 gehandelten Front-Month-Futures von 78,71 $/bbl.
Die Besorgnis über die Entwicklung der Nachfrage sowie die Produktionssteigerungen der OPEC+ führten dazu, dass der vierteljährliche Durchschnittspreis für Brent-Rohöl-Futures im dritten Quartal 2025 unter 70 $/bbl blieb. Die Entwicklung des Konflikts zwischen Russland und der Ukraine sowie die Androhung von Sanktionen gegen Länder, die russisches Öl importieren, wirkten sich jedoch preistreibend aus, sodass der Durchschnittspreis gegenüber dem Vorquartal leicht anstieg.
Was die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month betrifft, so lag der Durchschnittswert im dritten Quartal 2025 bei 33,04 €/MWh. Im Vergleich zu den im Vorquartal gehandelten Front-Month-Futures von 35,73 €/MWh sank der Durchschnitt um 7,5 %. Im Vergleich zu den im gleichen Quartal 2024 gehandelten Front-Month-Futures, als der Durchschnittspreis bei 35,69 €/MWh lag, gab es einen ähnlichen Rückgang von 7,4 %. Infolge dieser Preisrückgänge war der Durchschnittspreis im dritten Quartal 2025 der niedrigste seit dem dritten Quartal 2024.
Im dritten Quartal 2025 führte das reichliche Angebot an Flüssigerdgas zu einem Rückgang des Quartalsdurchschnitts, trotz Wartungsarbeiten, die den Gasfluss aus Norwegen beeinträchtigten, und der Möglichkeit neuer Sanktionen gegen russisches Gas. Der progressive Anstieg der europäischen Reserven trug ebenfalls zum Preisrückgang bei.
Was die Futures auf CO2-Emissionsrechte auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2025 betrifft, so erreichten sie einen Durchschnittspreis von 72,99 €/t im dritten Quartal 2025, was einem Anstieg von 4,3 % gegenüber dem Durchschnitt des Vorquartals von 70,00 €/t entspricht. Im Vergleich zum Durchschnitt des gleichen Quartals 2024 von 70,80 €/t lag der Durchschnitt des dritten Quartals 2025 um 3,1 % höher.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die Energiespeicherung
Die Abteilung AleaStorage von AleaSoft Energy Forecasting bietet Prognoseberichte für die Optimierung und Verwaltung von Energiespeichersystemen. Die Dienstleistungen von AleaStorage umfassen die Berechnung der Einnahmen und Rentabilität von Energiespeichersystemen sowie die Dimensionierung der optimalen Batterie in Hybridsystemen mit erneuerbaren Energien. AleaStorage hat erfolgreiche Projekte zur Berechnung der langfristigen Einnahmen für Batterien im Stand-alone-Betrieb sowie für Hybridsysteme, insbesondere für Photovoltaik mit Batterien, durchgeführt.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
