AleaSoft Energy Forecasting, 1. September 2026. Im August 2026 stiegen die monatlichen Preise in allen wichtigen europäischen Strommärkten. Der Anstieg der Gaspreise und der Preise der CO2-Emissionsberechtigungen trieb zusammen mit dem monatlichen Rückgang der Solarproduktion und der geringeren Windenergieproduktion in den meisten Märkten diesen Trend an. Dennoch erreichte die Photovoltaikproduktion in allen analysierten Märkten Höchstwerte für einen Monat August, während Deutschland und Frankreich Rekorde bei der Windenergieproduktion für diesen Monat aufstellten.
Solar-Photovoltaik- und Windenergieproduktion
Im August 2026 stieg die Photovoltaikproduktion in den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zum gleichen Monat des Vorjahres. Spanien verzeichnete mit 28% das größte prozentuale Wachstum und Portugal mit 7,8% das geringste. In Frankreich, Deutschland und Italien wuchs die Produktion um 20%, 13% bzw. 12%.
Im Vergleich zum Juli 2026 ging die Photovoltaikproduktion in allen analysierten wichtigen europäischen Strommärkten zurück. Portugal verzeichnete mit 12% den größten Rückgang, gefolgt von Frankreich mit einem Rückgang von 11%. In Deutschland, Italien und Spanien sank die Produktion um 9,1%, 6,1% bzw. 3,7%.
Im August 2026 erreichte die monatliche Photovoltaikproduktion in allen analysierten europäischen Strommärkten Höchstwerte für einen Monat August. Die Erzeugung lag bei 10 953 GWh in Deutschland, 7327 GWh in Spanien, 4529 GWh in Italien, 4382 GWh in Frankreich und 786 GWh in Portugal.
Das Wachstum der installierten Leistung im Jahresvergleich begünstigte diese Höchstwerte der Photovoltaikproduktion. Zwischen August 2025 und August 2026 stieg die installierte Photovoltaikleistung in Spanien laut einer Schätzung auf Basis von Daten von Red Eléctrica um etwa 7770 MW, ohne Berücksichtigung des Eigenverbrauchs.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Im August 2026 stieg die Windenergieproduktion im Jahresvergleich in Deutschland und Frankreich. Deutschland verzeichnete mit 31% das größte Wachstum, während Frankreich einen Anstieg von 18% verbuchte. Im Gegensatz dazu verzeichneten der italienische, der spanische und der portugiesische Markt Rückgänge bei der Winderzeugung. Italien wies mit 23% den größten Rückgang auf, während die Produktion in Spanien und Portugal um 11% bzw. 10% zurückging.
Im Vergleich zum Vormonat stieg die Windenergieproduktion in Portugal und Frankreich um 16% bzw. 2,9%. Dagegen ging die Winderzeugung in Italien, Spanien und Deutschland zurück. Italien verzeichnete den größten Rückgang von 22%, gefolgt von Rückgängen von 16% in Spanien und 6,5% in Deutschland.
In Deutschland und Frankreich erreichte die Windenergieproduktion mit 9371 GWh bzw. 3090 GWh Höchstwerte für einen Monat August.
Zwischen August 2025 und August 2026 stieg die installierte Windleistung auf dem spanischen Festland laut einer Schätzung auf Basis von Daten von Red Eléctrica um etwa 353 MW, ohne Berücksichtigung des Eigenverbrauchs.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
Im August 2026 stieg die Stromnachfrage im Jahresvergleich in den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte. Italien verzeichnete den größten Anstieg von 16,9%, während Belgien und Frankreich Zuwächse von 3,6% bzw. 3,5% verbuchten. In Spanien, Großbritannien und Portugal stieg die Nachfrage um 3,2%, 1,2% bzw. 1,0%. Dagegen sank die Nachfrage in Deutschland um 2,5%.
Im Vergleich zum Juli 2026 ging die Nachfrage in den meisten der analysierten wichtigsten europäischen Strommärkte zurück, im Einklang mit der für den August typischen Saisonalität. Italien verzeichnete den größten Rückgang von 11%, gefolgt von Spanien mit einem Rückgang von 9,0%. In Frankreich, Portugal und Deutschland sank die Nachfrage um 7,5%, 6,8% bzw. 6,5%, während sie in Belgien um 0,1% zurückging. Dagegen stieg die Nachfrage in Großbritannien um 1,0%.
Im August 2026 erreichte die Stromnachfrage in Italien und Portugal mit 28 895 GWh bzw. 4301 GWh Höchstwerte für einen Monat August.
Die Durchschnittstemperaturen waren in Italien, Frankreich, Deutschland, Belgien und Großbritannien höher als im August 2025. Italien verzeichnete den größten Anstieg von 2,8°C, gefolgt von Frankreich und Deutschland mit Anstiegen von jeweils 1,7°C. In Großbritannien und Belgien stiegen die Temperaturen um 0,8°C bzw. 0,2°C. Dagegen sanken die Durchschnittstemperaturen in Spanien und Portugal um 0,1°C bzw. 0,5°C.
Im Vergleich zum Vormonat stiegen die Durchschnittstemperaturen in Italien und Deutschland um 0,8°C bzw. 0,2°C. In den übrigen analysierten Märkten sanken die Temperaturen, mit Rückgängen zwischen 0,4°C in Frankreich und 1,1°C in Großbritannien.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Im August 2026 überstieg der monatliche Durchschnittspreis der europäischen Strommärkte in den meisten der wichtigsten europäischen Strommärkte 118 €/MWh. Die Ausnahme war der nordische Markt mit einem Durchschnitt von 77,02 €/MWh, deutlich unter den übrigen. Dagegen verzeichneten der italienische und der britische Markt mit 180,00 €/MWh bzw. 149,80 €/MWh die höchsten Preise. In den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten lagen die Durchschnittswerte zwischen 118,24 €/MWh im spanischen Markt und 129,32 €/MWh im belgischen Markt.
Im Vergleich zum Juli stiegen die Durchschnittspreise in allen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten europäischen Strommärkten. Der nordische Markt verzeichnete mit 50% den größten prozentualen Preisanstieg. Der französische Markt verzeichnete mit 29% den zweitgrößten Anstieg. In den übrigen Märkten stiegen die Preise zwischen 13% im spanischen und portugiesischen Markt und 20% im deutschen Markt.
Vergleicht man die Durchschnittspreise im August mit den im gleichen Monat 2025 verzeichneten, stiegen die Preise ebenfalls in allen analysierten europäischen Strommärkten. Der französische Markt verzeichnete mit 126% den größten prozentualen Anstieg, gefolgt vom nordischen Markt mit einem Anstieg von 111%. In den übrigen Märkten lagen die Preisanstiege zwischen 65% im deutschen und italienischen Markt und 87% im belgischen Markt.
Infolge der Preisanstiege erreichte der italienische Markt im August 2026 seinen höchsten Durchschnitt seit Januar 2023. Der belgische, der britische, der spanische, der französische und der portugiesische Markt verzeichneten ihre höchsten Monatspreise seit März 2023. Der deutsche und der niederländische Markt erreichten ihre höchsten Preise seit März 2025. Der Durchschnittspreis im nordischen Markt wiederum war der höchste seit März 2026.
Der Anstieg der Gaspreise und der Preise der CO2-Emissionsberechtigungen im Vergleich zum Juli begünstigte zusammen mit dem Rückgang der Solarproduktion und der geringeren Windproduktion in den meisten Märkten den Preisanstieg in den europäischen Strommärkten gegenüber dem Vormonat.
Im Vergleich zum gleichen Monat 2025 trieben der Anstieg der Gaspreise und der Preise der CO2-Emissionsberechtigungen, der Anstieg der Stromnachfrage in den meisten Märkten und der Rückgang der Windproduktion auf der Iberischen Halbinsel und in Italien die Preisanstiege im Jahresvergleich in den europäischen Strommärkten an.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von OMIE, RTE, Nord Pool und GME.Brent, Brennstoffe und CO2
Die Futures für Brent-Rohöl für den Front-Month-Kontrakt am ICE-Markt verzeichneten im August 2026 einen Durchschnittspreis von 88,08 $/bbl. Dieser Wert übertraf den von Juli 2026, als er bei 83,97 $/bbl lag, um 4,9% und war 31% höher als im August 2025, als er 67,26 $/bbl erreichte.
Im August beeinflussten die Spannungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran um die Straße von Hormus weiterhin die Entwicklung der Preise der Brent-Rohöl-Futures. Gegenseitige Angriffe zwischen den beiden Ländern und Störungen des Tankerverkehrs durch die Meerenge begünstigten den Preisanstieg gegenüber dem Vormonat.
Bei den TTF-Gas-Futures am ICE-Markt für den Front-Month-Kontrakt lag der im August 2026 verzeichnete Durchschnittspreis bei 62,14 €/MWh. Dieser Wert war 15% höher als im Juli 2026, als der Durchschnitt bei 53,99 €/MWh lag. Im Vergleich zum August 2025, als der Durchschnittspreis 32,70 €/MWh betrug, erreichte der Anstieg 90%. Darüber hinaus war der Durchschnitt von August 2026 laut den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten der höchste seit Februar 2023.
Im August trieben die niedrigen Füllstände der europäischen Gasreserven, die deutlich unter dem saisonalen Durchschnitt der letzten fünf Jahre lagen, die Preise der TTF-Gas-Futures stark nach oben. Die Spannungen in der Straße von Hormus und ihre Auswirkungen auf die Versorgung mit verflüssigtem Erdgas trugen ebenfalls zu diesem Anstieg bei. Darüber hinaus erforderte die geringere Wasserkraft- und Kernkraftproduktion infolge von Dürre und hohen Temperaturen einen stärkeren Einsatz von Gas-und-Dampf-Kraftwerken, was den Druck auf die Gasnachfrage weiter erhöhte.
Bei den Futures für CO2-Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 erreichte der Durchschnittspreis im August 82,37 €/t. Dieser Wert war 1,4% höher als der im Juli 2026 verzeichnete von 81,26 €/t. Er übertraf zudem den Durchschnitt von August 2025, der bei 73,75 €/t lag, um 12%. Laut den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war der monatliche Durchschnittspreis im August 2026 der höchste seit Februar desselben Jahres.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting für Energiespeicherung
Um eine rentable und bankfähige Investition zu erreichen, müssen Projekte für Energiespeicherung die Konfiguration identifizieren, die die Erlöse maximiert, die Entwicklung der Arbitragemöglichkeiten und der Teilnahme an den Regelenergiediensten antizipieren, die Auswirkungen bewerten, die die zunehmende Verbreitung von Batterien auf diese Erlöse haben wird, und die optimale Dimensionierung für Hybridprojekte mit erneuerbaren Energien definieren. Diese Fragen sind sowohl in Stand‑alone-Systemen als auch in Hybridanlagen, wie Photovoltaik– oder Windkraftanlagen mit Batterien, von besonderer Bedeutung.
Um diese Herausforderungen für Projekte der Energiespeicherung anzugehen, tragen die Prognosen der Abteilung AleaStorage von AleaSoft Energy Forecasting dazu bei, Erlöse, Dimensionierung und Rentabilität der Speichersysteme zu optimieren.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.