AleaSoft Energy Forecasting, 1. Juli 2025. In der ersten Hälfte des Jahres 2025 lag der Durchschnittspreis in den meisten großen europäischen Strommärkten über 60 €/MWh und war in mehreren Märkten der höchste seit der zweiten Hälfte des Jahres 2023. Die steigende Nachfrage und die steigenden Gas- und CO2-Preise trieben diesen Trend an. Im Gegensatz dazu trug die höhere Wind- und Solarstromproduktion dazu bei, dass die Preise auf den weiter südlich gelegenen Märkten des Kontinents im Vergleich zum vorangegangenen Halbjahr fielen. In den wichtigsten europäischen Märkten war die PV-Produktion im ersten Halbjahr so hoch wie nie zuvor.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
Im ersten Halbjahr 2025 stieg die Solarstromproduktion in allen wichtigen europäischen Märkten im Vergleich zum Vorjahreszeitraum. Der französische Markt verzeichnete mit 33 % den größten Anstieg, gefolgt von Portugal mit 29 %. Italien und Deutschland verzeichneten mit 23 % bzw. 22 % sehr ähnliche Zuwächse. Der spanische Markt verzeichnete mit 10 % die geringste Veränderung gegenüber dem Vorjahr.
Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2024 stieg die Produktion aus photovoltaischer Solarenergie in der ersten Hälfte des Jahres 2025 ebenfalls in allen wichtigen europäischen Märkten. Der deutsche Markt verzeichnete mit 30 % den größten Anstieg. Es folgten der französische und der italienische Markt mit Zuwächsen von 27 % bzw. 25 %. Der iberische Markt verzeichnete die geringsten Zuwächse. Die Photovoltaikproduktion stieg auf dem portugiesischen Markt um 8,0 % und auf dem spanischen Markt um 4,1 %.
Darüber hinaus war die halbjährliche Solarstromproduktion in allen untersuchten Märkten die höchste aller Zeiten. Deutschland erzeugte mit dieser Technologie 39.817 GWh, während die Erzeugung in Spanien 23.066 GWh, in Italien 16.982 GWh, in Frankreich 15.011 GWh und in Portugal 2.830 GWh betrug GWh.
Andererseits überstieg laut Angaben von Red Eléctrica im Juni 2025 die photovoltaische Solarleistung auf der spanischen Halbinsel die Ende 2024 installierte Leistung um 2455 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.In der ersten Hälfte des Jahres 2025 ging die Windenergieproduktion in allen wichtigen europäischen Märkten im Vergleich zum gleichen Zeitraum des Jahres 2024 zurück. Der deutsche Markt verzeichnete mit 18 % den stärksten Rückgang. Es folgten der italienische und der spanische Markt mit Rückgängen von 12 % bzw. 9,4 %. Die geringsten Rückgänge verzeichneten der portugiesische und der französische Markt mit 6,2 % bzw. 5,9 %.
Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2024 stieg die Windenergieproduktion in den meisten untersuchten Märkten. Der italienische Markt verzeichnete mit 19 % den größten Anstieg, gefolgt vom französischen Markt mit einem Plus von 9,6 %. Die Märkte in Spanien und Portugal verzeichneten mit 3,8 % bzw. 1,5 % die geringsten Zuwächse. Im deutschen Markt hingegen ging die Produktion mit dieser Technologie um 3,8 % zurück.
Was die installierte Leistung angeht, so zeigen die Daten von Red Eléctrica, dass die Windkraftkapazität auf der spanischen Halbinsel im Juni 2025 um 444 MW über der Ende 2024 registrierten Leistung lag.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Strombedarf
Im ersten Halbjahr 2025 verzeichnete die Stromnachfrage in den meisten wichtigen europäischen Märkten einen Anstieg gegenüber dem Vorjahr. Die größten Zuwächse verzeichneten der portugiesische und der französische Markt mit 2,8 % bzw. 2,5 %. Es folgten der spanische und der italienische Markt mit Zuwächsen von 1,4 % bzw. 0,9 %. Der deutsche Markt verzeichnete mit 0,6 % den geringsten Anstieg. Dagegen war auf dem belgischen und dem britischen Markt ein Rückgang der Stromnachfrage gegenüber dem Vorjahr zu verzeichnen. Im ersten Fall betrug der Rückgang 1,3 % und im zweiten Fall 0,1 %.
Die meisten Märkte verzeichneten im Vergleich zum Vorjahreszeitraum ebenfalls einen Anstieg der Nachfrage. Der französische Markt führte diesen Trend mit einem Plus von 8,3 % an. In den übrigen Märkten stieg die Nachfrage zwischen 0,2 % auf dem spanischen Markt und 3,2 % auf dem portugiesischen Markt. Der italienische Markt entwickelte sich jedoch gegenläufig und verzeichnete einen Rückgang der Nachfrage um 3,3 % im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2024.
Gleichzeitig war die Entwicklung der Durchschnittstemperaturen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum in den wichtigsten europäischen Märkten uneinheitlich. Einerseits sanken die Durchschnittstemperaturen im Jahresvergleich in Deutschland um 1,1 °C, in Belgien um 0,5 °C und in Portugal um 0,2 °C. In den übrigen Märkten stiegen die Durchschnittstemperaturen um 0,1 °C in Italien und Großbritannien bis zu 0,3 °C in Frankreich.
Im Vergleich zum zweiten Halbjahr 2024 sanken die Durchschnittstemperaturen in allen untersuchten Märkten, wobei die Rückgänge zwischen 2,5 °C in Großbritannien und 4,3 °C in Italien lagen.
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 ersten Halbjahr 2025 lag der Durchschnittspreis in den meisten wichtigen europäischen Strommärkten über 60 €/MWh. Eine Ausnahme bildete der NordPool-Markt der nordischen Länder mit einem Halbjahresdurchschnitt von 35,95 €/MWh. Der N2EX-Markt im Vereinigten Königreich und der IPEX-Markt in Italien verzeichneten mit 104,74 €/MWh bzw. 119,51 €/MWh die höchsten Halbjahrespreise. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Durchschnittswerte zwischen 61,79 €/MWh auf dem spanischen MIBEL-Markt und 90,71 €/MWh auf dem deutschen EPEX SPOT-Markt.
Im Vergleich zum vorangegangenen Halbjahr sanken die Durchschnittspreise im ersten Halbjahr 2025 auf dem französischen und italienischen Markt um 3,2 %. Auch der portugiesische und der spanische Markt verzeichneten Rückgänge von 28 % bzw. 29 %. Die übrigen untersuchten Märkte verzeichneten hingegen Preisanstiege zwischen 1,6 % auf dem deutschen Markt und 41 % auf dem nordischen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise des ersten Halbjahres 2025 mit denen des gleichen Halbjahres 2024, so sind die Preise in fast allen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten gestiegen. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt mit einem Rückgang von 23 %. Die größten Steigerungen verzeichneten der spanische und der portugiesische Markt mit 58 % bzw. 61 %. In den übrigen Märkten lagen die Preissteigerungen zwischen 28 % auf dem italienischen Markt und 45 % auf dem belgischen Markt.
Diese Preiserhöhungen führten dazu, dass der Preis im ersten Halbjahr 2025 auf dem deutschen, belgischen, britischen und niederländischen Markt der höchste seit dem zweiten Halbjahr 2023 war.
Im ersten Halbjahr 2025 trug der Anstieg der Wind- und Solarenergieproduktion gegenüber dem Vorjahreszeitraum auf den Märkten Spaniens, Frankreichs, Italiens und Portugals zum Preisrückgang auf diesen Märkten bei. Der Anstieg des Durchschnittspreises für Gas und CO2-Emissionsrechte gegenüber dem Vorjahreszeitraum sowie die gestiegene Nachfrage führten jedoch in den meisten europäischen Strommärkten zu einem Preisanstieg.
Im Vergleich zum ersten Halbjahr 2024 führten der Anstieg des durchschnittlichen Gaspreises und der CO2-Emissionsrechte, der Rückgang der Windenergieproduktion und die steigende Nachfrage in einigen Märkten zu einem Anstieg der Preise auf den europäischen Strommärkten im Jahresvergleich.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, EPEX SPOT, Nord Pool und GME.Brent, Kraftstoffe und CO2
Die Futures für Brent-Rohöl für den Front-Month auf dem ICE-Markt verzeichneten im ersten Halbjahr 2025 einen durchschnittlichen Halbjahrespreis von 70,81 $/bbl. Dieser Wert lag um 7,3 % unter dem Wert der Front-Month-Futures des vorangegangenen Halbjahres von 76,38 $/bbl. Er lag auch um 15 % unter dem Wert der im ersten Halbjahr 2024 gehandelten Front-Month-Futures von 83,42 $/bbl.
Im ersten Halbjahr 2025 führten trotz der Instabilität im Nahen Osten die Sorgen um die weltweite Ölnachfrage zu einem Rückgang der Brent-Terminpreise. Die Handelsspannungen im Zusammenhang mit der Zollpolitik beeinflussten die Preisentwicklung in diesem Zeitraum. Auch die Produktionssteigerungen der OPEC+ trugen zum Preisrückgang bei.
Was die TTF-Gas-Futures auf dem ICE-Markt für den Front-Month betrifft, so lag der durchschnittliche Preis dieser Futures im ersten Halbjahr 2025 bei 41,21 €/MWh. Im Vergleich zum Preis der im vorangegangenen Halbjahr gehandelten Front-Month-Futures von 39,48 €/MWh stieg der Durchschnitt um 4,4 %. Im Vergleich zu den im gleichen Halbjahr 2024 gehandelten Front-Month-Futures, als der Durchschnittspreis bei 29,70 €/MWh lag, gab es einen Anstieg von 39 %.
In den ersten Monaten des Halbjahres führten niedrige Temperaturen, die Sorge um die geringen europäischen Reserven und die Einstellung der russischen Gaslieferungen über die Ukraine zu einem Anstieg der Preise für TTF-Gas-Futures. Anschließend wirkten sich die Sorge um die Entwicklung der Nachfrage, die milderen Temperaturen im Frühjahr und der Anstieg der europäischen Reserven dämpfend auf die Preise aus. Am Ende des Halbjahres trugen jedoch Versorgungsprobleme aus Norwegen, die Nachfrage nach Flüssigerdgas in Asien, die Instabilität im Nahen Osten und die hohen Temperaturen zum Anstieg des durchschnittlichen Halbjahrespreises bei.
Was die Futures auf CO2-Emissionsrechte auf dem EEX-Markt für den Referenzkontrakt vom Dezember 2025 betrifft, so erreichten sie im ersten Halbjahr 2025 einen Durchschnittspreis von 72,60 €/t. Dieser Preis lag um 4,5 % über dem Durchschnitt des vorangegangenen Halbjahres von 69,48 €/t. Im Vergleich zum Durchschnitt des gleichen Halbjahres 2024 von 68,20 €/t lag der Durchschnitt des ersten Halbjahres 2025 um 6,5 % höher.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting für Energiemanagement und Entwicklung von Projekten mit Speicherung
Über seine Abteilung AleaBlue bietet AleaSoft Energy Forecasting Prognosen für Strommärkte für kurze und mittlere Zeiträume an. Diese Prognose/n sind von entscheidender Bedeutung für das Energiemanagement, die Planung, die Angebotserstellung, das Risikomanagement und die Absicherung. Darüber hinaus werden Prognosen zur Nachfrage und zu den Preisen der Intraday-Märkte und der Ausgleichsdienste erstellt, wobei letztere besonders nützlich sind, um die Preisarbitrage mit Energiespeichersystemen zu optimieren.
Der Geschäftsbereich AleaStorage konzentriert sich hingegen auf die technische und wirtschaftliche Analyse von Projekten zur Energiespeicherung. Zu seinen Dienstleistungen gehören Studien zur Abschätzung der Rentabilität und der zu erwartenden Einnahmen, zur Optimierung der Größe von Batterien in Hybridanlagen mit erneuerbaren Energien und zur Analyse verschiedener Geschäftsmodelle mit Energiespeicherung.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
