AleaSoft Energy Forecasting, 3. August 2026. In der letzten Juliwoche stiegen die Preise an den wichtigsten europäischen Strommärkten mit Ausnahme des nordischen Marktes, und an den meisten Märkten wurden 100 €/MWh überschritten. Die geringere Windenergieerzeugung und die höhere Nachfrage trieben diese Entwicklung an. An den Märkten wurden Rekorde bei der Photovoltaikstromerzeugung für einen Augusttag verzeichnet. Die nachlassenden Spannungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran ließen die Futures auf Brent-Öl und TTF-Gas fallen, während auch die CO₂-Futures zurückgingen.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der Woche vom 27. Juli stieg die Photovoltaikstromerzeugung an den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche an. Spanien verzeichnete mit 7,8 % den größten Anstieg, gefolgt von Portugal mit 7,2 %. Die Erzeugung stieg zudem um 5,2 % in Deutschland und um 3,3 % in Italien. Dagegen sank die Erzeugung in Frankreich um 2,9 %.
Im Laufe der Woche stellten mehrere Märkte Rekorde bei der Photovoltaikstromerzeugung für einen Augusttag auf. Am 1. August erreichten Spanien, Frankreich, Italien und Portugal ihre höchsten Tageserzeugungswerte in diesem Monat mit 259 GWh, 172 GWh, 161 GWh beziehungsweise 28 GWh. Deutschland stellte seinen Rekord am 2. August mit einer Erzeugung von 450 GWh auf.
Für die Woche vom 3. August deuten die Solarenergieprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf eine geringere Solarenergieerzeugung an den deutschen, spanischen und italienischen Märkten hin.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Während der letzten Juliwoche sank die Windenergieerzeugung an allen großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Frankreich und Italien verzeichneten mit jeweils 47 % die größten Rückgänge. Die Windenergieerzeugung sank in Deutschland um 28 %. Auf der Iberischen Halbinsel ging die Erzeugung in Portugal um 24 % und in Spanien um 22 % zurück.
Für die Woche vom 3. August deuten die Windenergieprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf eine höhere Windenergieerzeugung an den deutschen, portugiesischen und französischen Märkten hin. Dagegen wird die Windenergieerzeugung an den spanischen und italienischen Märkten zurückgehen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
Während der letzten Juliwoche stieg die Stromnachfrage an den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Belgien verzeichnete mit 4,7 % den größten Anstieg, gefolgt von Italien mit 3,8 %. Die Nachfrage stieg zudem um 1,4 % in Portugal, um 1,2 % in Deutschland und um 1,1 % in Frankreich. Großbritannien verzeichnete mit 0,9 % den geringsten Anstieg. Portugal und Großbritannien verzeichneten die zweite Woche in Folge mit Wachstum. Dagegen sank die Nachfrage in Spanien um 1,2 %, was den zweiten wöchentlichen Rückgang in Folge markierte.
Die Durchschnittstemperaturen stiegen während der Woche an allen von der Analyse erfassten Märkten. Deutschland verzeichnete mit 4,5 °C den größten Anstieg, während Spanien mit 0,1 °C den geringsten verzeichnete. An den übrigen Märkten reichten die Anstiege von 2,5 °C in Frankreich bis 0,3 °C in Großbritannien.
Die höheren Temperaturen begünstigten die Stromnachfrage an mehreren Märkten. In Belgien unterstützte auch die Rückkehr zur regulären Geschäftstätigkeit nach dem belgischen Nationalfeiertag am 21. Juli das Nachfragewachstum.
Für die Woche vom 3. August deuten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf eine höhere Nachfrage in Belgien, Frankreich und Großbritannien hin. Dagegen prognostizieren sie eine geringere Nachfrage in Italien, Deutschland, Spanien und Portugal.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Die wöchentlichen Durchschnittspreise stiegen an den meisten großen europäischen Strommärkten während der letzten Juliwoche im Vergleich zur Vorwoche. Nur der nordische Markt verzeichnete einen Rückgang von 4,1 %. Spanien verzeichnete mit 1,4 % den geringsten Anstieg, während Frankreich mit 10 % den größten prozentualen Anstieg verzeichnete. An den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten stiegen die Preise zwischen 2,7 % am portugiesischen Markt und 9,4 % am deutschen Markt.
In der Woche vom 27. Juli überschritten die wöchentlichen Durchschnittspreise an den meisten europäischen Strommärkten 100 €/MWh. Der nordische Markt bildete mit dem niedrigsten Wochendurchschnitt von 47,25 €/MWh die Ausnahme. Dagegen erreichte der italienische Markt mit 177,16 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt, gefolgt vom britischen Markt mit 145,07 €/MWh. An den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Preise von 104,44 €/MWh am französischen Markt bis 121,15 €/MWh am portugiesischen Markt.
Bei den Tagespreisen verzeichnete der nordische Markt während der gesamten letzten Juliwoche Preise unter 75 €/MWh. Auch der französische Markt verzeichnete am Montag, den 27. Juli, mit 64,00 €/MWh einen Preis unter 75 €/MWh. An diesem Tag erreichte der nordische Markt mit 29,41 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt unter den von der Analyse erfassten Märkten.
Unterdessen verzeichneten fast alle europäischen Strommärkte während der meisten Sitzungen der letzten Juliwoche Tagespreise über 100 €/MWh. Am italienischen Markt überschritten die Tagespreise während der gesamten Woche 165 €/MWh. Am 31. Juli erreichte dieser Markt mit 186,23 €/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche unter den von der Analyse erfassten Märkten. Dieser Wert markierte den höchsten Preis seit dem 21. Januar 2025. Am Montag, den 3. August, stieg der Preis am italienischen Markt noch über das Niveau vom 31. Juli und erreichte 197,71 €/MWh. Dieser Wert markierte den höchsten Preis seit dem 25. Januar 2023.
Die geringere Windenergieerzeugung trieb die Preisanstiege an den meisten europäischen Strommärkten während der letzten Juliwoche an. Die höhere Stromnachfrage an den meisten Märkten trug ebenfalls zu dieser Entwicklung bei.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass die Preise während der Woche vom 3. August an allen von der Analyse erfassten europäischen Strommärkten steigen werden. Die rückläufige Solarenergieerzeugung an mehreren Märkten und die geringere Windenergieerzeugung auf der Iberischen Halbinsel und in Italien werden diesen Aufwärtstrend unterstützen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von OMIE, RTE, Nord Pool und GME.Brent, Brennstoffe und CO2
Die Brent-Öl-Futures für den Front‑Month am ICE-Markt erreichten am Dienstag, den 28. Juli, ihren wöchentlichen Mindestsettlementpreis von 84,09 $/bbl. Dagegen erreichten diese Futures nach einem Anstieg von 7,9 % gegenüber dem Vortag am 29. Juli ihren wöchentlichen Höchstsettlementpreis von 90,74 $/bbl. Am Freitag, den 31. Juli, schlossen sie bei 90,12 $/bbl, 6,9 % unter dem Niveau des vorherigen Freitags.
Während der letzten Juliwoche prägten weiterhin die Entwicklungen der Spannungen in der Straße von Hormus und die Verhandlungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran die Preise der Brent-Öl-Futures.
Bei den TTF-Gas-Futures am ICE-Markt für den Front‑Month erreichten diese am Dienstag, den 28. Juli, ihren wöchentlichen Mindestsettlementpreis von 57,74 €/MWh. Die Preise erholten sich jedoch in der folgenden Sitzung um 4,8 %, und diese Futures erreichten am 29. Juli ihren wöchentlichen Höchstsettlementpreis von 60,49 €/MWh. Am Freitag, den 31. Juli, schlossen sie bei 59,07 €/MWh, 7,1 % unter dem Niveau des vorherigen Freitags.
Die europäischen Gasspeicher endeten die letzte Juliwoche bei etwa 55 % der Speicherkapazität. Dieses Niveau lag deutlich unter dem Fünfjahresdurchschnitt und ließ die Region seit 2011 mit der schwächsten Position vor dem kommenden Winter zurück. Die niedrigen Speicherstände, Hitzewellen und der Wettbewerb mit Asien um Flüssigerdgas begrenzten den möglichen Rückgang der TTF-Gas-Futurespreise während der Woche. Die nachlassenden Spannungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran hielten die Preise jedoch während der meisten Sitzungen unter 60 €/MWh.
Bei den CO2–Emissionsberechtigungen-Futures am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 erreichten diese am Montag, den 27. Juli, ihren wöchentlichen Höchstsettlementpreis von 82,33 €/t. Dennoch lag dieser Preis 1,3 % unter dem Niveau des vorherigen Freitags. Die Preise fielen im Laufe der Woche weiter und erreichten am Freitag, den 31. Juli, ihr wöchentliches Minimum von 81,26 €/t, 2,6 % unter dem Niveau des vorherigen Freitags.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten der Energiemärkte in Europa
Vor dem Hintergrund der hohen Preisvolatilität an den europäischen Strommärkten, wie sie während der letzten Juliwoche verzeichnet wurde, gewinnen Energiespeicherung und Eigenverbrauch weiterhin als zentrale Antworten der Energiebranche an Bedeutung. Am Donnerstag, den 17. September, veranstaltet AleaSoft Energy Forecasting die 69. Ausgabe ihrer monatlichen Webinar-Reihe. Diese Sitzung wird sich auf die Entwicklung und die Aussichten der europäischen Energiemärkte sowie auf die aktuelle Lage, das erwartete Wachstum und die wichtigsten Herausforderungen der Energiespeicherung konzentrieren. Die Referenten werden zudem Fortschritte, Herausforderungen und Chancen beim Eigenverbrauch erörtern. Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets bei S&P Global Energy, und Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner bei AleaSoft, werden die Referenten der Veranstaltung sein. Im Analysepanel des spanischsprachigen Webinars wird zudem Francisco Valverde Sánchez, Fernmeldetechnikingenieur und unabhängiger Fachmann für die Entwicklung erneuerbarer Energien, mitwirken. Alejandro Delgado Fornaguera, Associate Partner bei AleaSoft, wird das Webinar moderieren.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
