{"id":158562,"date":"2025-07-07T15:37:49","date_gmt":"2025-07-07T13:37:49","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=158562"},"modified":"2025-07-09T03:54:19","modified_gmt":"2025-07-09T01:54:19","slug":"hitzewelle-treibt-preise-auf-strommarkte-europa","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/hitzewelle-treibt-preise-auf-strommarkte-europa\/","title":{"rendered":"Hitzewelle treibt Preise auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in der ersten Juliwoche in die H\u00f6he"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 7. Juli 2025. In der ersten Juliwoche sind die Preise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche gestiegen. Am 1. Juli lagen die Tagespreise auf den meisten M\u00e4rkten \u00fcber 110 \u20ac\/MWh, wobei der belgische und der niederl\u00e4ndische Markt um 20:00 Uhr einen Preis von 517,57 \u20ac\/MWh erreichten. Die gestiegene Stromnachfrage aufgrund der Hitzewelle in Europa trieb die Preise in die H\u00f6he. Auf dem spanischen Festland wurde am 2. Juli und in Italien am 4. Juli die bisher h\u00f6chste Tagesnachfrage im Jahr 2025 erreicht.<\/strong><\/p>\n

PV-Solarproduktion und Windstromproduktion<\/h2>\n

In der ersten Juliwoche stieg die PV-Produktion <\/strong>auf dem deutschen, portugiesischen und franz\u00f6sischen Markt im Vergleich zur Vorwoche um 15%, 13% bzw. 1,8%. In Italien und Spanien hingegen ging die w\u00f6chentliche Produktion dieser Technologie um 8,7 % bzw. 7,3 % zur\u00fcck.<\/p>\n

Im Laufe der Woche verzeichneten der deutsche, italienische, portugiesische und franz\u00f6sische Markt ihre bisher h\u00f6chsten PV-Produktionswerte f\u00fcr einen einzelnen Tag im Juli. In Deutschland und Italien wurde dieser Rekord am 1. Juli mit 438 GWh bzw. 145 GWh erreicht. In Portugal war die Erzeugung am 3. Juli mit fast 29 GWh der h\u00f6chste Tageswert f\u00fcr einen Juli in der Geschichte des Landes, w\u00e4hrend in Frankreich der Rekord am 4. Juli mit 165 GWh gebrochen wurde.<\/p>\n

Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird die Solarproduktion<\/a> in Spanien in der Woche vom 7. Juli voraussichtlich steigen, w\u00e4hrend sie in Deutschland und Italien im Vergleich zur Vorwoche sinken wird.<\/p>\n

Solar pho- tovoltaic thermosolar energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n
Solar pho- tovoltaic production profile Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n

In der Woche vom 30. Juni stieg die Windenergieproduktion<\/strong> in Spanien um 29%, in Portugal um 26% und in Frankreich um 5,4% gegen\u00fcber der Vorwoche. Auf dem italienischen und dem deutschen Markt ging die Produktion mit dieser Technologie jedoch zur\u00fcck, und zwar um 49 % bzw. 46 %.<\/p>\n

Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird die Windenergieproduktion<\/a> in der zweiten Juliwoche auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten zunehmen, obwohl sie in Spanien im Vergleich zur Vorwoche voraussichtlich zur\u00fcckgehen wird.<\/p>\n

Wind ener- gy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\nAbonnement der w\u00f6chentlichen News-Zusammenfassung von AleaSoft<\/a>\n

Elektrizit\u00e4tsnachfrage<\/h2>\n

In der ersten Juliwoche stieg die Stromnachfrage<\/strong> auf den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Die Zuw\u00e4chse reichten von 0,8 % in Deutschland bis 6,6 % in Spanien. Auch in Portugal, Belgien und Italien waren Steigerungen von 6,1 %, 3,9 % bzw. 3,8 % zu verzeichnen.<\/p>\n

Was die Tageswerte betrifft, so erreichte die spanische Halbinsel am 2. Juli mit 806 GWh ihren bisher h\u00f6chsten Strombedarf im Jahr 2025. In Italien wurde der bisher h\u00f6chste Jahreswert am 4. Juli mit 1137 GWh verzeichnet.<\/p>\n

Die Hitzewelle, die Europa in der ersten Juliwoche heimsuchte, war die Hauptursache f\u00fcr den Nachfrageanstieg, da die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten der analysierten M\u00e4rkte anstiegen. Die Anstiege reichten von 0,5\u00b0C in Frankreich bis 1,0\u00b0C in Belgien. Im Gegensatz dazu sanken die Durchschnittstemperaturen in Gro\u00dfbritannien im Vergleich zur Vorwoche um 0,4\u00b0C.<\/p>\n

Die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten f\u00fcr die Woche vom 7. Juli auf einen Nachfrager\u00fcckgang in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten hin, der auf den erwarteten Temperaturr\u00fcckgang zur\u00fcckzuf\u00fchren ist.
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Electrici- ty demand European countries<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div><\/p>\n

Europ\u00e4ische Stromm\u00e4rkte<\/h2>\n

In der ersten Juliwoche stiegen die Durchschnittspreise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der MIBEL-Markt<\/strong> in Portugal und Spanien sowie der IPEX-Markt <\/strong>in Italien verzeichneten mit 4,4 %, 4,5 % bzw. 4,7 % die geringsten Preissteigerungen. Im Gegensatz dazu erzielte der -Markt<\/strong> in Deutschland und Belgien den h\u00f6chsten prozentualen Preisanstieg von jeweils 43%. Auf den anderen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 23 % auf dem -Markt in Frankreich und dem N2EX-Markt <\/strong>im Vereinigten K\u00f6nigreich und 37 % auf dem -Markt in den Niederlanden.<\/p>\n

In der Woche vom 30. Juni lagen die Wochendurchschnitte auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 75 \u20ac\/MWh. Eine Ausnahme bildete der nordische Markt Nord Pool<\/strong> mit einem Durchschnitt von 20,04 \u20ac\/MWh. Der italienische Markt erreichte mit 122,82 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt. Auf den \u00fcbrigen in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten reichten die Preise von 75,50 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt bis 94,03 \u20ac\/MWh auf dem belgischen Markt.<\/p>\n

Was die Tagespreise betrifft, so erreichte der nordische Markt am Donnerstag, dem 3. Juli, mit 9,98 \u20ac\/MWh den niedrigsten Durchschnittspreis der Woche unter den analysierten M\u00e4rkten. Im Gegensatz dazu erreichten die meisten der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte in der ersten Juliwoche mehrmals Tagespreise von \u00fcber 100 \u20ac\/MWh. Am Dienstag, dem 1. Juli, lagen die Tagespreise auf den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten, mit Ausnahme des nordischen Marktes, \u00fcber 110 \u20ac\/MWh. An diesem Tag erreichte der belgische Markt mit 151,71 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Tagesdurchschnitt der Woche. Dies war der h\u00f6chste Tagespreis seit dem 15. Februar.<\/p>\n

Bei den Stundenpreisen verzeichneten der deutsche, der belgische und der niederl\u00e4ndische Markt am Dienstag, den 1. Juli, Stundenpreise \u00fcber 450 \u20ac\/MWh. An diesem Tag erreichten der belgische und der niederl\u00e4ndische Markt zwischen 20:00 und 21:00 Uhr mit 517,57 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Stundenpreis der Woche. F\u00fcr den niederl\u00e4ndischen Markt war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 21. Januar, f\u00fcr den belgischen Markt der h\u00f6chste Preis seit dem 13. Dezember 2024.<\/p>\n

In der Woche vom 30. Juni f\u00fchrten der Anstieg der Nachfrage sowie der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion in M\u00e4rkten wie Deutschland und Italien zu h\u00f6heren Preisen auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Dar\u00fcber hinaus ging die Solarstromproduktion in Spanien und Italien zur\u00fcck.<\/p>\n

electrici- ty sunset<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise in der zweiten Juliwoche in den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten sinken werden, was auf die sinkende Nachfrage und die gestiegene Windstromproduktion in den meisten M\u00e4rkten zur\u00fcckzuf\u00fchren ist.
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European - electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, , Nord Pool und GME.<\/span><\/div><\/p>\n

Brent, Kraftstoffe und CO2<\/sub><\/h2>\n

Die Brent-Roh\u00f6l-Futures<\/strong> f\u00fcr den Frontmonat am ICE-Markt<\/strong> begannen die erste Juliwoche mit Preisr\u00fcckg\u00e4ngen. Am Dienstag, dem 1. Juli, verzeichneten diese Futures ihr w\u00f6chentliches Schlusstief von 67,11 $\/bbl. Nach einem Anstieg von 3,0 % gegen\u00fcber dem Vortag erreichten sie jedoch am 2. Juli mit 69,11 $\/bbl ihren Wochenschlusskurs. Danach gingen die Preise wieder zur\u00fcck. Am Freitag, dem 4. Juli, lag der Schlusskurs bei 68,30 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis immer noch 0,8 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

Die Erwartung weiterer Produktionssteigerungen der OPEC+ wirkte sich in der ersten Juliwoche nachteilig auf die Preise f\u00fcr Brent-\u00d6l-Futures aus. Am 2. Juli stiegen die Preise nach der Aussetzung der Zusammenarbeit des Irans mit der Internationalen Atomenergiebeh\u00f6rde. Der Anstieg der US-\u00d6lvorr\u00e4te lie\u00df die Preise jedoch wieder fallen. Am Samstag, dem 5. Juli, beschloss die OPEC+ schlie\u00dflich eine Produktionssteigerung von 548 000 Barrel pro Tag ab August.<\/p>\n

Die TTF-Gasfutures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Frontmonat verzeichneten am Montag, den 30. Juni, ihren w\u00f6chentlichen Mindestschlusskurs von 33,18 \u20ac\/MWh. Nach einem Anstieg von 2,3 % am Vortag erreichten diese Futures am Dienstag, dem 1. Juli, ihren Wochenh\u00f6chststand von 33,95 \u20ac\/MWh. In den \u00fcbrigen Sitzungen der ersten Juliwoche lagen die Schlusskurse leicht darunter, blieben aber \u00fcber 33 \u20ac\/MWh. Am Freitag, den 4. Juli, lag der Schlusskurs bei 33,47 \u20ac\/MWh. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 1,2 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.<\/p>\n

Das reichliche Angebot und die Aussicht auf einen geringeren Verbrauch f\u00fcr die Stromerzeugung in der zweiten Juliwoche aufgrund des erwarteten Temperaturr\u00fcckgangs und der verst\u00e4rkten Windenergieerzeugung trugen dazu bei, dass die TTF-Gas-Terminpreise in der ersten Juliwoche unter 34 \u20ac\/MWh blieben.<\/p>\n

Die CO2<\/sub>-Futures<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Benchmark-Kontrakt Dezember 2025 verzeichneten am Montag, den 30. Juni, ihren niedrigsten Wochenschlusskurs von 68,97 \u20ac\/t. Nach den in AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 6. Mai. Danach stiegen die Preise an und blieben f\u00fcr den Rest der Woche \u00fcber 70 \u20ac\/t. Am Donnerstag, dem 3. Juli, erreichten diese Futures ihren h\u00f6chsten Wochenschlusskurs von 72,08 \u20ac\/t. Am Freitag, dem 4. Juli, gab es einen leichten Preisr\u00fcckgang, und der Schlusspreis lag bei 71,67 \u20ac\/t. Dieser Preis lag jedoch immer noch um 1,0 % h\u00f6her als am Freitag zuvor.
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Prices ga- s coal Brent oil CO2<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.<\/span><\/div><\/p>\n

AleaSoft Energy Forecasting’s Analyse zu den Aussichten f\u00fcr die europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte, Speicherung und Projektfinanzierung<\/h2>\n

Am Donnerstag, den 10. Juli, wird AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> das 57. Webinar<\/a> seiner monatlichen Webinarreihe<\/a> abhalten. Bei dieser Gelegenheit wird das Webinar die Entwicklung und die Perspektiven der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte sowie die aktuelle Situation und die Perspektiven der PPA<\/strong> analysieren und sich dabei auf die Sichtweise der Gro\u00dfverbraucher konzentrieren. Au\u00dferdem werden die Aussichten f\u00fcr die Energiespeicherung<\/strong> und der Aufruf der IDAE zur F\u00f6rderung der Energiespeicherung behandelt.<\/p>\n

Gastredner der Analyse-Runde sind Pedro Gonz\u00e1lez, Generaldirektor der AEGE<\/strong>, und Roger Font, Managing Director of Project Finance Energy bei Banco Sabadell<\/strong>. Pedro Gonz\u00e1lez wird die Perspektive der stromintensiven Gro\u00dfverbraucher einbringen, w\u00e4hrend Roger Font die Herausforderungen und Chancen der Finanzierung von Projekten im Bereich der erneuerbaren Energien<\/strong> und der Energiespeicherung im aktuellen Marktumfeld ansprechen wird.<\/p>\n

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.
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