AleaSoft Energy Forecasting, 8. Juni 2026. In der ersten Juniwoche fielen die wöchentlichen Durchschnittspreise an den meisten großen europäischen Strommärkten und lagen im Allgemeinen unter €95/MWh. Eine höhere Windenergieerzeugung, eine geringere Nachfrage in weiten Teilen Europas und leicht niedrigere CO2-Futures-Preise trieben diesen Trend an. Spanien und Portugal stellten Rekorde bei der Photovoltaik-Stromerzeugung für einen Junitag auf, während Frankreich einen Rekord bei der Windenergieerzeugung für diesen Monat erreichte.
Photovoltaik- und Windenergieerzeugung
In der Woche des 1. Juni ging die Photovoltaik-Stromerzeugung an den wichtigsten europäischen Märkten im Vergleich zur Vorwoche zurück. Der deutsche Markt verzeichnete mit 25% den stärksten Rückgang, gefolgt vom französischen Markt mit einem Rückgang von 24%. Die Märkte der Iberischen Halbinsel verzeichneten mit 4.6% in Portugal und 4.7% in Spanien die geringsten Rückgänge, während der italienische Markt einen Rückgang von 7.7% verzeichnete.
Am Montag, dem 1. Juni, erreichten die Märkte der Iberischen Halbinsel Allzeithochs bei der Photovoltaik-Stromerzeugung für einen Junitag, mit 250 GWh in Spanien und 32 GWh in Portugal. In Portugal markierte dieser Wert zudem das zweithöchste Erzeugungsniveau seiner Geschichte, hinter dem am 29. Mai 2026 erreichten Rekord.
Für die Woche des 8. Juni deuten die Solarenergie-Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg an den italienischen und spanischen Märkten hin. Im Gegensatz dazu wird die Photovoltaik-Stromerzeugung am deutschen Markt zurückgehen.
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 Juniwoche stieg die Windenergieerzeugung an den wichtigsten europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der französische Markt verzeichnete mit 151% den stärksten Anstieg, gefolgt von Anstiegen von 81% am portugiesischen Markt und 75% am deutschen Markt. Der portugiesische und der deutsche Markt verzeichneten den zweiten Anstieg in Folge. Die Windenergieerzeugung stieg am spanischen Markt um 37% und am italienischen Markt um 16%.
Im Laufe der Woche erreichten der portugiesische und der französische Markt bemerkenswerte Niveaus bei der täglichen Windenergieerzeugung. Am 2. Juni verzeichnete der portugiesische Markt mit 62 GWh seine höchste tägliche Windenergieerzeugung der letzten drei Jahre. Unterdessen stellte der französische Markt am 4. Juni mit 276 GWh einen Rekord bei der täglichen Windenergieerzeugung für einen Monat Juni auf.
Für die zweite Juniwoche deuten die Windenergie-Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg der Erzeugung mit dieser Technologie an den deutschen und spanischen Märkten hin. Andererseits gehen die Prognosen von Rückgängen an den französischen, portugiesischen und italienischen Märkten aus.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica und TERNA.Stromnachfrage
In der ersten Juniwoche stieg die Stromnachfrage an den Strommärkten Großbritanniens und Spaniens im Vergleich zur Vorwoche. Der britische Markt verzeichnete mit 3.1% den stärksten Anstieg, kehrte den Abwärtstrend der vorangegangenen zwei Wochen um und erholte einen Teil seiner Nachfrage nach dem Spring Bank Holiday am 25. Mai. Der spanische Markt verzeichnete einen Anstieg von 0.9% und damit den dritten wöchentlichen Anstieg in Folge.
Andererseits verzeichneten die Märkte Italiens, Portugals, Belgiens, Frankreichs und Deutschlands im Laufe der Woche Nachfragerückgänge. Der italienische Markt verzeichnete mit 8.6% den stärksten Rückgang, beeinflusst durch den nationalen Feiertag am 2. Juni, den Tag der Republik. Der französische, belgische und portugiesische Markt verzeichneten Rückgänge zwischen 3.0% in Frankreich und 7.0% in Portugal. Deutschland verzeichnete mit 1.0% den geringsten Rückgang und damit die zweite Woche in Folge mit Rückgängen. In Portugal und Deutschland trieb vor allem der Feiertag Fronleichnam am 4. Juni die geringere Nachfrage an. In Portugal ist Fronleichnam ein nationaler Feiertag, während Deutschland ihn in mehreren Regionen begeht.
Im Laufe der Woche fielen die Durchschnittstemperaturen in allen analysierten Märkten. Frankreich und Großbritannien verzeichneten mit jeweils 5.0 °C die stärksten Rückgänge, gefolgt von Belgien mit einem Rückgang von 4.9 °C. Spanien, Italien, Portugal und Deutschland verzeichneten Rückgänge zwischen 1.4 °C in Spanien und 2.7 °C in Deutschland.
Für die zweite Juniwoche deuten die Nachfrageprognosen von AleaSoft Energy Forecasting auf einen Anstieg an den deutschen, belgischen, französischen, portugiesischen und italienischen Märkten hin. Im Gegensatz dazu gehen die Prognosen von einem Rückgang der Nachfrage an den Märkten Großbritanniens und Spaniens aus.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red Eléctrica, TERNA, National Grid und ELIA.Europäische Strommärkte
Obwohl viele europäische Märkte am Montag, dem 1. Juni, hohe Preise verzeichneten, fielen die Preise danach. Infolgedessen sank in der ersten Juniwoche der wöchentliche Durchschnittspreis an den meisten großen europäischen Strommärkten im Vergleich zur Vorwoche. Der deutsche, der italienische und der nordische Markt bildeten die Ausnahmen, mit Preisanstiegen von 0.8%, 3.7% bzw. 55%. Im Gegensatz dazu verzeichnete der französische Markt mit 63% den größten prozentualen Preisrückgang. An den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten fielen die Preise um zwischen 0.6% am niederländischen Markt und 15% am britischen Markt.
In der Woche des 1. Juni blieben die Wochendurchschnitte an den meisten europäischen Strommärkten unter €95/MWh. Der deutsche, der britische und der italienische Markt überschritten dieses Niveau, mit Durchschnittswerten von €95.62/MWh, €104.20/MWh bzw. €128.09/MWh. Der französische Markt verzeichnete mit €22.64/MWh den niedrigsten Wochendurchschnitt. An den übrigen von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Märkten reichten die Preise von €56.77/MWh am spanischen Markt bis €91.59/MWh am niederländischen Markt.
Bei den Tagespreisen verzeichnete der französische Markt fast die gesamte Woche über Preise unter €35/MWh, außer am Montag, dem 1. Juni. Dies trat auch am nordischen Markt am Sonntag, dem 7. Juni, ein, als der Preis €31.30/MWh betrug. Am 4. Juni verzeichnete der französische Markt mit €8.13/MWh den niedrigsten Durchschnitt der Woche unter den analysierten Märkten.
Unterdessen verzeichneten der deutsche, belgische, britische, italienische, niederländische und nordische Markt in einigen Sitzungen der ersten Juniwoche Preise über €100/MWh. Am Montag, dem 1. Juni, verzeichnete der deutsche Markt mit €151.86/MWh den höchsten Tagesdurchschnitt der Woche unter den analysierten Märkten. Dies war sein höchster Preis seit dem 21. Januar. Am Montag verzeichnete auch der niederländische Markt mit €144.27/MWh seinen höchsten Preis seit dem 9. Januar.
In der Woche des 1. Juni drückten die gestiegene Windenergieerzeugung sowie ein leichter Rückgang des Wochenpreises für CO2-Emissionsberechtigungen die Preise an den europäischen Strommärkten nach unten. Zudem ging die Nachfrage an den meisten Märkten zurück.
Die Preisprognosen von AleaSoft Energy Forecasting deuten darauf hin, dass in der zweiten Juniwoche die Preise an den meisten großen europäischen Strommärkten steigen werden, getrieben durch eine höhere Nachfrage an den meisten Märkten und eine geringere Windenergieerzeugung an Märkten wie Italien und Frankreich. Eine höhere Windenergieerzeugung auf der Iberischen Halbinsel und eine geringere Nachfrage in Spanien werden jedoch zu niedrigeren Preisen an den portugiesischen und spanischen Märkten beitragen. Auch eine höhere Windenergieerzeugung in Deutschland wird dazu beitragen, dass die Preise an diesem Markt leicht sinken. Dennoch werden die Gaspreisentwicklungen die Preise an den europäischen Strommärkten weiterhin beeinflussen.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von OMIE, RTE, Nord Pool und GME.Brent, Brennstoffe und CO2
Die Abrechnungspreise der Brent-Öl-Futures für den FrontMonth am ICE-Markt stiegen in den ersten Sitzungen der ersten Juniwoche. Am 3. Juni erreichten diese Futures ihren wöchentlichen maximalen Abrechnungspreis, $97.81/bbl. Anschließend fielen die Preise. Am Freitag, dem 5. Juni, verzeichneten die Brent-Öl-Futures ihren wöchentlichen minimalen Abrechnungspreis, $93.09/bbl. Laut den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis dennoch 1.1% höher als am vorangegangenen Freitag.
In der ersten Juniwoche trieben zunehmende Spannungen im Nahen Osten und Zweifel an Fortschritten bei den Gesprächen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran die Preise der Brent-Öl-Futures nach oben. Äußerungen des US-Präsidenten über die Möglichkeit eines Abkommens, die Straße von Hormus offen zu halten und den Waffenstillstand mit dem Iran zu verlängern, übten jedoch Abwärtsdruck auf die Preise aus, die unter $100/bbl blieben. Unterdessen genehmigte die OPEC+ am Sonntag die Fortsetzung ihrer Produktionssteigerungen im Juli, trotz der Schwierigkeiten, mit denen einige Länder beim Export ihres Öls aufgrund der Blockade der Straße von Hormus konfrontiert sind.
Bei den TTF-Gas-Futures am ICE-Markt für den FrontMonth überstiegen die Abrechnungspreise die der Vorwoche, blieben jedoch unter €50/MWh. Am Montag, dem 1. Juni, erreichten sie ihren wöchentlichen maximalen Abrechnungspreis, €49.09/MWh. Nach einem Rückgang von 3.0% gegenüber Montag verzeichneten diese Futures am Dienstag, dem 2. Juni, ihren wöchentlichen minimalen Abrechnungspreis, €47.61/MWh. Während der letzten drei Sitzungen der Woche blieben die Preise über €48/MWh. Am Freitag, dem 5. Juni, lag der Abrechnungspreis bei €48.50/MWh. Laut den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 5.4% höher als am vorangegangenen Freitag.
Die Zunahme der Feindseligkeiten im Nahen Osten sowie der fehlende Fortschritt bei den Verhandlungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran trieben die Preise in der ersten Juniwoche nach oben. Äußerungen des US-Präsidenten über die Möglichkeit, ein Abkommen mit dem Iran zu erreichen, trugen jedoch dazu bei, die Abrechnungspreise unter €50/MWh zu halten.
Bei den Abrechnungspreisen der Futures auf CO2–Emissionsberechtigungen am EEX-Markt für den Referenzkontrakt Dezember 2026 blieben diese in der ersten Juniwoche unter €80/t. Am Dienstag, dem 2. Juni, erreichten sie ihren wöchentlichen maximalen Abrechnungspreis, €79.52/t. Anschließend fielen die Preise. Infolgedessen verzeichneten diese Futures am Freitag, dem 5. Juni, ihren wöchentlichen minimalen Abrechnungspreis, €76.96/t. Laut den von AleaSoft Energy Forecasting analysierten Daten lag dieser Preis 4.6% niedriger als am vorangegangenen Freitag.
Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ICE und EEX.Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten für die europäischen Energiemärkte, Batterien, Hybridisierung, PPA und erneuerbare Energien
Die 67. Ausgabe der monatlichen Webinar-Reihe von AleaSoft Energy Forecasting findet am Donnerstag, dem 18. Juni, statt. Sprecher von Engie Spanien nehmen zum siebten Mal in der Reihe an diesem Webinar teil. Neben den jüngsten Entwicklungen an den europäischen Energiemärkten und den Aussichten für das zweite Halbjahr 2026 wird das Webinar die Chancen und Herausforderungen für das Wachstum im Sektor der erneuerbaren Energien, die aktuelle Lage und die Trends auf dem PPA-Markt in Spanien sowie die Aussichten für die Batteriespeicherung und die Hybridisierung mit Photovoltaik analysieren.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
