AleaSoft Energy Forecasting, 7. September 2026. In der ersten Septemberwoche erreichten Spanien und Portugal ihre höchsten Tagesstrompreise seit Dezember 2022, während Italien sein höchstes Niveau seit Januar 2023 erreichte, vor dem Hintergrund einer geringeren Windenergieproduktion, einer höheren Nachfrage und hoher Gaspreise. Die wichtigsten europäischen Strommärkte stellten Rekorde bei der Photovoltaikenergieproduktion für einen Septembertag auf. Die TTF-Gas-Futures erreichten ihren höchsten Preis seit Januar 2023, getrieben durch die Spannungen in der Straße von Hormus und eine stärkere Gasnachfrage in Europa.
Photovoltaikenergieproduktion und Windenergieproduktion
In der Woche vom 31. August stieg die Photovoltaikenergieproduktion auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Frankreich verzeichnete mit 30% den stärksten Anstieg, gefolgt von Portugal mit 26%. Deutschland verzeichnete mit 0,3% den geringsten Anstieg, während die Produktion in Italien um 4,5% und in Spanien um 13% stieg.
Deutschland setzte den Aufwärtstrend fort, der in der Vorwoche begonnen hatte. In Frankreich und Portugal stieg die Photovoltaikenergieproduktion nach zwei Wochen mit Rückgängen wieder. In Spanien und Italien beendete der Anstieg einen vierwöchigen Abwärtstrend.
Im Laufe der Woche stellten alle analysierten Märkte Rekorde bei der Photovoltaikenergieproduktion für einen Septembertag auf. Portugal erreichte seinen Rekord am 2. September mit 31 GWh, und Spanien erreichte seinen Rekord am 3. September mit 267 GWh. Frankreich und Italien stellten am 4. September mit 155 GWh bzw. 143 GWh neue Rekorde auf. Deutschland beendete die Woche am 6. September mit einem Rekord von 389 GWh.
Für die Woche vom 7. September deuten die Solarenergieprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf eine höhere Produktion auf dem italienischen und dem spanischen Markt und eine geringere Produktion auf dem deutschen Markt hin.
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.In der ersten Septemberwoche stieg die Windenergieproduktion in Deutschland im Vergleich zur Vorwoche um 19%. Auf den übrigen analysierten Märkten ging die Produktion zurück. Portugal verzeichnete mit 55% den stärksten Rückgang, gefolgt von Spanien mit 40%. Die Windenergieproduktion fiel in Frankreich um 25% und in Italien um 14%.
Deutschland setzte seinen Aufwärtstrend die dritte Woche in Folge fort. In Frankreich, Portugal, Spanien und Italien kehrte sich die Windenergieproduktion nach zwei Wochen mit Zuwächsen um.
Für die Woche vom 7. September deuten die Windenergieprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf eine höhere Produktion auf dem portugiesischen und dem spanischen Markt und eine geringere Produktion auf dem deutschen, dem französischen und dem italienischen Markt hin.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
In der Woche vom 31. August stieg die Stromnachfrage auf den meisten wichtigen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Spanien verzeichnete mit 11% den stärksten Anstieg, gefolgt von Italien mit 9,3%. Die Nachfrage stieg auch in Portugal um 7,2%, in Deutschland um 3,5% und in Frankreich um 2,8%. Dagegen sank die Nachfrage in Großbritannien um 2,3% und in Belgien um 0,9%.
Spanien und Portugal kehrten nach sechs bzw. vier Wochen mit Rückgängen ihre Richtung um. Deutschland, Frankreich und Italien setzten ihre Aufwärtstrends die zweite Woche in Folge fort.
Im Laufe der Woche stiegen die Durchschnittstemperaturen in Portugal um 2,8 °C, in Spanien um 1,8 °C und in Belgien um 0,3 °C. Dagegen sanken die Temperaturen in Frankreich, Deutschland, Großbritannien und Italien, mit Rückgängen zwischen 0,3 °C in Frankreich und 1,2 °C in Italien.
Der Temperaturanstieg auf der Iberischen Halbinsel fiel mit einer Hitzeperiode in Spanien zusammen, in der die Temperaturen in Andalusien 43 °C überschritten. Diese Hitzeepisode ging mit einer höheren Stromnachfrage in Spanien und Portugal einher. Auf mehreren der wichtigsten europäischen Märkte fiel der Septemberbeginn zudem mit der Rückkehr der Aktivität nach der Urlaubszeit im August zusammen. In Großbritannien trug der Summer Bank Holiday am 31. August zum Rückgang der Nachfrage bei.
Für die Woche vom 7. September deuten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf Rückgänge auf dem deutschen, dem französischen, dem spanischen, dem italienischen und dem britischen Markt hin. Auf dem portugiesischen und dem belgischen Markt wird die Nachfrage hingegen steigen.
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 auf den wichtigsten europäischen Märkten zeigten in der ersten Septemberwoche uneinheitliche Entwicklungen. Portugal und Spanien verzeichneten mit jeweils 36% die stärksten Preisanstiege, gefolgt von Italien mit einem Anstieg von 4,5%. Der niederländische Markt veränderte sich mit einem Anstieg von 1,4% kaum. Dagegen verzeichnete der britische Markt mit 21% den stärksten Rückgang, gefolgt von Deutschland mit einem Rückgang von 8,9%. Die Preise fielen auch auf dem nordischen, dem belgischen und dem französischen Markt, mit Rückgängen zwischen 4,2% auf dem nordischen Markt und 1,6% in Frankreich.
In der Woche vom 31. August verzeichnete der italienische Markt mit 202,89 €/MWh den höchsten Wochendurchschnitt. Es folgten der portugiesische und der spanische Markt mit 144,71 €/MWh bzw. 144,51 €/MWh. Am anderen Ende der Spanne verzeichnete der nordische Markt mit 86,05 €/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt, gefolgt vom deutschen Markt mit 113,09 €/MWh. Auf den übrigen bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten lagen die Durchschnittspreise zwischen 119,25 €/MWh auf dem französischen Markt und 128,02 €/MWh auf dem belgischen Markt.
Die Tagespreise auf den wichtigsten europäischen Strommärkten blieben fast die gesamte erste Septemberwoche über oberhalb von 100 €/MWh. Auf dem italienischen Markt überschritten die Preise vom 2. bis zum 4. September 210 €/MWh. Die Tagespreise erreichten am 2. September auf dem deutschen, dem französischen, dem italienischen, dem britischen, dem belgischen und dem niederländischen Markt mit 163,73 €/MWh, 163,60 €/MWh, 212,71 €/MWh, 178,88 €/MWh, 172,18 €/MWh bzw. 167,24 €/MWh ihre Wochenhöchstwerte. Auf dem italienischen Markt war dieser Preis der höchste seit dem 1. Januar 2023. Am 7. September stieg der Preis auf diesem Markt noch weiter auf 218,93 €/MWh, blieb jedoch unter dem am 31. Dezember 2022 verzeichneten Niveau. Der nordische Markt erreichte seinen Wochenhöchstwert am 1. September mit 124,64 €/MWh. Der portugiesische und der spanische Markt verzeichneten ihre höchsten Preise der Woche hingegen am 4. September mit 170,36 €/MWh bzw. 169,50 €/MWh. In beiden Fällen waren dies die höchsten Preise seit dem 6. Dezember 2022. Am 7. September erreichten beide Märkte mit 172,07 €/MWh einen noch höheren Wert, der jedoch weiterhin unter dem am 5. Dezember 2022 verzeichneten Niveau blieb.
Am 5. September verzeichneten die meisten der analysierten Märkte ihre wöchentlichen Mindestpreise. An diesem Tag fiel der Preis auf dem deutschen Markt auf 42,14 €/MWh, während der nordische Markt bei 18,42 €/MWh schloss. Der französische, der britische, der belgische und der niederländische Markt erreichten an diesem Tag ebenfalls ihre niedrigsten Preise der Woche, zwischen 75,57 €/MWh auf dem niederländischen Markt und 89,42 €/MWh auf dem belgischen Markt. Dagegen verzeichneten der portugiesische und der spanische Markt ihre niedrigsten Tagespreise am 31. August mit 106,53 €/MWh bzw. 106,51 €/MWh.
Die Episode ungewöhnlich heißen Wetters in Spanien ließ die Stromnachfrage auf der Iberischen Halbinsel im Laufe der Woche steigen. Der Rückgang der Windenergieproduktion um 40% in Spanien und um 55% in Portugal trug ebenfalls zum starken Preisanstieg auf beiden Märkten bei. Die höhere Nachfrage, die geringere Windenergieproduktion und die hohen Gaspreise trieben zudem den Wochendurchschnitt des italienischen Marktes über 200 €/MWh. Dagegen verzeichnete Großbritannien, wo die Nachfrage um 2,3% und die Durchschnittstemperaturen um 0,9 °C sanken, den stärksten prozentualen Preisrückgang unter den analysierten Märkten.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten für die Woche vom 7. September auf niedrigere Preise auf dem portugiesischen und dem spanischen Markt hin, vor dem Hintergrund einer Erholung der Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel. Auf den übrigen analysierten Märkten werden die Preise steigen, da die Windenergieproduktion zurückgeht. Auf dem deutschen Markt wird auch die Solarenergieproduktion zurückgehen.
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 stiegen in der ersten Septemberwoche stetig. Am Montag, dem 31. August, erreichten sie mit 90,49 $/bbl ihren niedrigsten Settlement-Preis der Woche, 1,3% über dem Niveau des vorherigen Freitags. Am Freitag, dem 4. September, erreichten sie mit 96,28 $/bbl ihren höchsten Settlement-Preis der Woche, 7,8% über dem Niveau des vorherigen Freitags. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Preis der höchste seit dem 25. Juli.
Die Preise der Brent-Öl-Futures stiegen vor dem Hintergrund geopolitischer Spannungen im Nahen Osten, nachdem die Vereinigten Staaten und der Iran Angriffe ausgetauscht hatten, die Öltanker trafen und das Risiko weiterer Störungen des Schiffsverkehrs durch die Straße von Hormus erhöhten.
Was die TTF-Gas-Futures am ICE-Markt für den Front‑Month betrifft, so verzeichneten sie am Montag, dem 31. August, mit 69,81 €/MWh ihren niedrigsten Settlement-Preis der Woche, bereits 4,2% über dem Niveau des vorherigen Freitags. Die Preise stiegen weiter und erreichten am 2. September mit 73,63 €/MWh ihr Wochenmaximum. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Preis der höchste seit dem 10. Januar 2023. In den letzten beiden Handelssitzungen der Woche blieben die Preise leicht unterhalb von 72 €/MWh. Am Freitag, dem 4. September, lag der Settlement-Preis bei 71,95 €/MWh, 7,4% über dem Niveau des vorherigen Freitags.
Wie bei den Brent-Öl-Futures verringerten die zunehmenden Spannungen in der Straße von Hormus die Flüssigerdgasflüsse aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten nach Europa. Zusammen mit der stärkeren europäischen Nachfrage trieb diese Verringerung die Preise der TTF-Gas-Futures in der ersten Septemberwoche nach oben.
Was die Futures für CO2–Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 betrifft, so verzeichneten sie am 31. August mit 83,10 €/t ihren niedrigsten Settlement-Preis der Woche, bereits 0,4% über dem Niveau des vorherigen Freitags. Die Preise stiegen in den meisten Handelssitzungen der ersten Septemberwoche weiter. Infolgedessen erreichten diese Futures am Freitag, dem 4. September, mit 84,18 €/t ihren höchsten Settlement-Preis der Woche, 1,7% über dem Niveau des vorherigen Freitags. Nach den bei AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten war dieser Preis der höchste seit dem 26. August.
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
Am Donnerstag, dem 17. September, veranstaltet AleaSoft Energy Forecasting die 69. Ausgabe seiner monatlichen Webinar-Reihe. Die Sitzung behandelt die Entwicklung und die Aussichten der europäischen Energiemärkte sowie den aktuellen Stand, die erwartete Entwicklung und die wichtigsten Herausforderungen der Energiespeicherung. Die Referenten werden zudem die Fortschritte beim Eigenverbrauch, seine aktuellen Herausforderungen und die Chancen analysieren, die er zur Optimierung von Anlagen und zur Verringerung der Exposition gegenüber Preisvolatilität bietet. Zu den Referenten gehören Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets bei S&P Global Energy, und Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner bei AleaSoft. Francisco Valverde Sánchez, unabhängiger Experte für die Entwicklung erneuerbarer Energien, wird zudem an der Analyserunde des spanischsprachigen Webinars teilnehmen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.