{"id":165653,"date":"2026-03-16T16:14:07","date_gmt":"2026-03-16T15:14:07","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=165653"},"modified":"2026-04-01T06:31:04","modified_gmt":"2026-04-01T04:31:04","slug":"preisanstieg-erneuerbaren-gasen-ungleichgewichte-europaischen-strommarkten","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/preisanstieg-erneuerbaren-gasen-ungleichgewichte-europaischen-strommarkten\/","title":{"rendered":"Die Gaspreise steigen, und die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien verst\u00e4rkt in der zweiten M\u00e4rzwoche die Ungleichgewichte auf den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting,16. M\u00e4rz 2026. In der zweiten M\u00e4rzwoche entwickelten sich die Preise an den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten uneinheitlich: W\u00e4hrend sie in S\u00fcdeuropa stiegen, gingen sie im \u00fcbrigen Europa zur\u00fcck. Die meisten M\u00e4rkte verzeichneten Durchschnittspreise von \u00fcber 80 \u20ac\/MWh \u2013 in einer Woche, die gepr\u00e4gt war vom h\u00f6chsten Schlusskurs der TTF-Gas-Futures seit Februar 2025, dem h\u00f6chsten Brent-Preis seit August 2022 und dem niedrigsten CO2<\/sub>-Preis seit Mai sowie durch die steigende Nachfrage und die h\u00f6here Erzeugung aus erneuerbaren Energien, mit Zuw\u00e4chsen bei der Windenergie in einigen M\u00e4rkten und Produktionsrekorden bei der Photovoltaik f\u00fcr einen Tag im M\u00e4rz auf der Iberischen Halbinsel.<\/strong><\/p>\n

Solarstrom und Windenergie<\/h2>\n

In der Woche vom 9. M\u00e4rz stieg die Photovoltaik-Produktion<\/strong> auf den M\u00e4rkten der Iberischen Halbinsel und in Italien im Vergleich zur Vorwoche an. Der spanische Markt verzeichnete mit 38 % den st\u00e4rksten Anstieg, gefolgt von einem Plus von 21 % in Italien und 18 % in Portugal. Demgegen\u00fcber kehrten die M\u00e4rkte in Frankreich und Deutschland den Trend um, nachdem sie in den letzten drei bzw. f\u00fcnf Wochen in Folge Zuw\u00e4chse verzeichnet hatten. Der deutsche Markt verzeichnete den st\u00e4rksten R\u00fcckgang um 30 %, w\u00e4hrend der franz\u00f6sische Markt einen geringeren R\u00fcckgang um 0,8 % verzeichnete.<\/p>\n

Im Laufe der Woche verzeichneten die M\u00e4rkte auf der Iberischen Halbinsel neue Rekorde bei der Solarstromerzeugung f\u00fcr einen M\u00e4rztag in ihrer Geschichte. Der portugiesische Markt erreichte seinen Erzeugungsrekord am 11. M\u00e4rz mit 22 GWh. Der spanische Markt verzeichnete diesen Rekord am 13. M\u00e4rz mit 180 GWh.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche vom 16. M\u00e4rz deuten die Prognosen zur Solarstromproduktion<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> darauf hin, dass die Produktion auf dem deutschen und dem italienischen Markt steigen wird. Auf dem spanischen Markt wird hingegen ein R\u00fcckgang erwartet.<\/p>\n

AleaSoft - Photovoltaic energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div>
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AleaSoft - Solar photovoltaic production profile Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div><\/p>\n

In der zweiten M\u00e4rzwoche stieg die Windenergieproduktion<\/strong> auf den M\u00e4rkten in Deutschland und Frankreich im Vergleich zur Vorwoche an, nachdem in beiden M\u00e4rkten zwei Wochen lang R\u00fcckg\u00e4nge zu verzeichnen waren. Der deutsche Markt verzeichnete mit 95 % den st\u00e4rksten Anstieg, w\u00e4hrend der Anstieg auf dem franz\u00f6sischen Markt bei 91 % lag. Auf der anderen Seite kehrte sich der Trend bei der Stromerzeugung mit dieser Technologie auf den M\u00e4rkten der Iberischen Halbinsel und in Italien nach den Zuw\u00e4chsen der Vorwoche um. Der spanische Markt verzeichnete den st\u00e4rksten R\u00fcckgang um 28 %, w\u00e4hrend der italienische Markt den geringsten R\u00fcckgang um 3,7 % verzeichnete. Auf dem portugiesischen Markt sank die Windenergieproduktion um 9,1 %.<\/p>\n

Am 13. M\u00e4rz verzeichneten die M\u00e4rkte in Frankreich und Deutschland mit 297 GWh bzw. 778 GWh die h\u00f6chste Windenergieerzeugung an einem Tag im M\u00e4rz seit zwei Jahren.<\/p>\n

In der dritten M\u00e4rzwoche wird die Windenergieerzeugung laut den Prognosen zur Windenergieerzeugung<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> auf den M\u00e4rkten in Deutschland und Italien steigen. Dagegen werden die M\u00e4rkte auf der Iberischen Halbinsel und in Frankreich R\u00fcckg\u00e4nge bei der Windenergieerzeugung verzeichnen.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE und TERNA.<\/span><\/div>\n

Nachfrageprognosen<\/h2>\n

In der Woche vom 9. M\u00e4rz stieg der Strombedarf<\/strong> in den meisten wichtigen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche an. Der franz\u00f6sische Markt kehrte nach drei Wochen mit R\u00fcckg\u00e4ngen den Trend um und verzeichnete mit 4,7 % den st\u00e4rksten Anstieg. Der deutsche und der belgische Markt verzeichneten nach zwei Wochen mit R\u00fcckg\u00e4ngen Zuw\u00e4chse von 1,6 % bzw. 1,8 %. Der portugiesische Markt verzeichnete den geringsten Anstieg von 0,9 % und verzeichnete damit die zweite Woche in Folge einen Zuwachs. Ausnahmen bildeten die M\u00e4rkte in Italien, Spanien und Gro\u00dfbritannien, wo die Nachfrage zur\u00fcckging. Der italienische Markt verzeichnete den geringsten R\u00fcckgang um 1,6 % und setzte seinen Abw\u00e4rtstrend die sechste Woche in Folge fort. Der spanische und der britische Markt verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge von 3,7 % bzw. 5,3 %.<\/p>\n

Im Laufe der Woche lagen die Durchschnittstemperaturen<\/strong> in den meisten der untersuchten M\u00e4rkte unter denen der Vorwoche. Belgien und Frankreich verzeichneten mit 2,4 \u00b0C bzw. 1,9 \u00b0C die st\u00e4rksten Temperaturr\u00fcckg\u00e4nge. Spanien verzeichnete den geringsten R\u00fcckgang um 0,4 \u00b0C, w\u00e4hrend in Gro\u00dfbritannien die Durchschnittstemperaturen um 0,5 \u00b0C sanken. In Italien hingegen blieben die Durchschnittstemperaturen \u00e4hnlich wie in der Vorwoche, und in Deutschland waren sie um 0,2 \u00b0C k\u00fchler.<\/p>\n

F\u00fcr die dritte M\u00e4rzwoche deuten die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> darauf hin, dass die Nachfrage in Gro\u00dfbritannien, Spanien, Italien und Portugal zur\u00fcckgehen wird. In Frankreich, Deutschland und Belgien wird hingegen ein Anstieg erwartet.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, REE, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div>\n

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

In der zweiten M\u00e4rzwoche stiegen die Preise an den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten an und erreichten in den meisten F\u00e4llen am Dienstag, dem 10. M\u00e4rz, ihre Tagesh\u00f6chstst\u00e4nde. Anschlie\u00dfend sanken die Preise bis Freitag, erholten sich jedoch in einigen F\u00e4llen \u00fcber das Wochenende wieder. Der w\u00f6chentliche Durchschnittspreis am italienischen Markt stieg um 4,4 %. Der Wochenpreis des portugiesischen Marktes stieg ebenfalls um 22 %, w\u00e4hrend die Durchschnittswerte der spanischen und franz\u00f6sischen M\u00e4rkte jeweils um 23 % zunahmen. Im Gegensatz dazu sanken die Preise auf den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten um 4,3 % auf dem belgischen Markt bis hin zu 21 % auf dem nordischen Markt.<\/p>\n

In der Woche vom 9. M\u00e4rz lagen die Wochenmittelwerte auf den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten \u00fcber 80 \u20ac\/MWh. Ausnahmen bildeten die nordischen, portugiesischen und spanischen M\u00e4rkte, deren Durchschnittswerte bei 66,15 \u20ac\/MWh, 67,88 \u20ac\/MWh bzw. 70,03 \u20ac\/MWh lagen. Der italienische Markt verzeichnete mit 147,54 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Wochenmittelwert. In den \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten lagen die Preise zwischen 80,77 \u20ac\/MWh auf dem franz\u00f6sischen Markt und 105,07 \u20ac\/MWh auf dem britischen Markt.<\/p>\n

Was die Tagespreise betrifft, so verzeichneten der spanische und der portugiesische Markt am Sonntag, dem 15. M\u00e4rz, mit 6,44 \u20ac\/MWh den niedrigsten Durchschnittswert der Woche unter den untersuchten M\u00e4rkten. Diese M\u00e4rkte verzeichneten zudem am Samstag, dem 14. M\u00e4rz, Tagespreise unter 20 \u20ac\/MWh, w\u00e4hrend dies auf dem nordischen Markt bereits am Freitag, dem 13. M\u00e4rz, der Fall war. An diesem Tag lag der Preis auf dem nordischen Markt bei 15,51 \u20ac\/MWh, dem niedrigsten Stand seit dem 28. Dezember 2025.<\/p>\n

Andererseits lagen die Tagespreise auf dem italienischen Markt in der zweiten M\u00e4rzwoche \u2013 mit Ausnahme des Sonntags \u2013 \u00fcber 140 \u20ac\/MWh. Auch die \u00fcbrigen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkte verzeichneten in einigen Sitzungen dieser Woche Preise von \u00fcber 100 \u20ac\/MWh. Am Dienstag, dem 10. M\u00e4rz, erreichte der italienische Markt mit 168,54 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Tagesdurchschnitt der Woche unter den analysierten M\u00e4rkten. Dies war der h\u00f6chste Durchschnittspreis auf dem italienischen Markt seit dem 14. Februar 2025. Am 10. M\u00e4rz erreichten der portugiesische und der spanische Markt ihre h\u00f6chsten Preise seit dem 18. Februar 2025, n\u00e4mlich 131,79 \u20ac\/MWh bzw. 136,86 \u20ac\/MWh. Auf dem britischen Markt lag der Tagespreis am Montag, dem 9. M\u00e4rz, bei 150,24 \u20ac\/MWh, dem h\u00f6chsten Wert dieses Marktes seit dem 15. Februar 2025. Der belgische Markt verzeichnete seinerseits am 10. M\u00e4rz mit 146,22 \u20ac\/MWh den h\u00f6chsten Preis seit dem 2. Juli 2025.<\/p>\n

In der Woche vom 9. M\u00e4rz trugen die hohen Gaspreise sowie der R\u00fcckgang der Windenergieproduktion auf der Iberischen Halbinsel und in Italien zum Preisanstieg auf den spanischen, italienischen und portugiesischen M\u00e4rkten bei. Auf den portugiesischen und franz\u00f6sischen M\u00e4rkten beg\u00fcnstigte zudem die steigende Nachfrage die Preisanstiege. Auf anderen M\u00e4rkten hingegen f\u00fchrte die steigende Windenergieproduktion zu einem Preisr\u00fcckgang.<\/p>\n

AleaSoft - Paneles solares<\/a><\/div>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise auf hohem Niveau bleiben und weiter steigen werden, solange die Instabilit\u00e4t im Nahen Osten weiterhin Druck auf die Gaspreise aus\u00fcbt. Vor diesem Hintergrund werden die Preise auf dem spanischen und portugiesischen Markt in der dritten M\u00e4rzwoche durch den R\u00fcckgang der Windenergieerzeugung auf der Iberischen Halbinsel und der Solarstromerzeugung in Spanien beeinflusst. In den meisten gro\u00dfen europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten k\u00f6nnte der Anstieg der erneuerbaren Energieerzeugung jedoch einen Abw\u00e4rtsdruck auf die Preise aus\u00fcben.<\/p>\n

AleaSoft - European electricity market prices<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von OMIE, RTE, Nord Pool und GME.<\/span><\/div>\n

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

Die Schlusskurse der Brent-\u00d6l<\/strong>-Futures f\u00fcr den Front-Month am ICE-Markt<\/strong> lagen in der zweiten M\u00e4rzwoche \u00fcber 90 $\/bbl, mit Ausnahme des Dienstags, des 10. M\u00e4rz. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Tiefstschlusskurs von 87,80 $\/bbl. Danach war ein Aufw\u00e4rtstrend zu beobachten. Infolgedessen erreichten diese Futures am Freitag, dem 13. M\u00e4rz, ihren h\u00f6chsten Wochenabschlusskurs von 103,14 $\/bbl. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis um 11 % \u00fcber dem des vorangegangenen Freitags und war der h\u00f6chste seit dem 30. August 2022.<\/p>\n

In der zweiten M\u00e4rzwoche f\u00fchrte die instabile Lage im Nahen Osten weiterhin zu einem Anstieg der Preise f\u00fcr Brent-\u00d6l-Futures, bedingt durch Versorgungsunterbrechungen durch die Stra\u00dfe von Hormus. Am Dienstag gaben die Preise nach, beeinflusst durch die \u00c4u\u00dferungen des US-Pr\u00e4sidenten \u00fcber eine baldige Beendigung des Konflikts. Die M\u00f6glichkeit, dass die G7-Staaten \u00d6l aus ihren strategischen Reserven freigeben k\u00f6nnten, trug ebenfalls zum Preisr\u00fcckgang bei. In den \u00fcbrigen Handelstagen der Woche stiegen die Preise jedoch wieder an, beeinflusst durch die Entwicklung des Konflikts, obwohl die Internationale Energieagentur die Freigabe der gr\u00f6\u00dften \u00d6lmenge in der Geschichte aus ihren Notreserven genehmigte.<\/p>\n

Was die TTF-Gas-Futures<\/strong> am ICE-Markt f\u00fcr den Front-Month betrifft, so erreichten sie am Montag, dem 9. M\u00e4rz, ihren h\u00f6chsten Wochenabschlusskurs von 56,45 \u20ac\/MWh. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der h\u00f6chste Preis seit dem 12. Februar 2025. Nach einem R\u00fcckgang um 16 % gegen\u00fcber dem Montag verzeichneten diese Futures am Dienstag, dem 10. M\u00e4rz, jedoch ihren w\u00f6chentlichen Tiefstschlusskurs von 47,39 \u20ac\/MWh. In den letzten drei Handelstagen der Woche stabilisierten sich die Preise bei etwa 50 \u20ac\/MWh. Am Freitag, dem 13. M\u00e4rz, lag der Schlusskurs bei 50,12 \u20ac\/MWh. Dieser Preis lag um 6,1 % unter dem des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

Die Versorgungs\u00e4ngste aufgrund der instabilen Lage im Nahen Osten wirkten sich auch in der zweiten M\u00e4rzwoche weiterhin aufw\u00e4rts auf die Preise f\u00fcr TTF-Gas-Futures aus. Die Preise fielen am Dienstag, dem 10. M\u00e4rz, beeinflusst durch \u00c4u\u00dferungen des US-Pr\u00e4sidenten, wonach der Konflikt mit dem Iran bald beendet sein k\u00f6nnte. Die Instabilit\u00e4t hielt jedoch an, und die Preise stiegen in den letzten Handelstagen der Woche erneut \u00fcber 50 \u20ac\/MWh. Die Versorgungssorgen wurden durch die niedrigen europ\u00e4ischen Lagerbest\u00e4nde versch\u00e4rft, die unter 29 % liegen.<\/p>\n

Was die Schlusskurse der CO2<\/sub>-Emissionszertifikate<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt vom Dezember 2026 betrifft, so erreichten diese am Dienstag, dem 10. M\u00e4rz, ihren w\u00f6chentlichen H\u00f6chststand von 72,93 \u20ac\/t. Anschlie\u00dfend sanken die Preise bis zum Donnerstag, dem 12. M\u00e4rz. An diesem Tag verzeichneten diese Futures ihren w\u00f6chentlichen Tiefstschlusskurs von 68,75 \u20ac\/t. Nach den von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten war dies der niedrigste Preis seit dem 2. Mai 2025. Am Freitag, dem 13. M\u00e4rz, lag der Schlusskurs mit 69,18 \u20ac\/t leicht dar\u00fcber. Dieser Preis lag dennoch um 2,0 % unter dem des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

AleaSoft - Prices gas coal Brent oil CO2<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting unter Verwendung von Daten von ICE und EEX.<\/span><\/div>\n

Analyse von AleaSoft Energy Forecasting zu den Aussichten f\u00fcr die Energiem\u00e4rkte in Europa, zur Energiespeicherung und zur Projektfinanzierung<\/h2>\n

Am Donnerstag, dem 12. M\u00e4rz, veranstaltete AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die 64. Ausgabe<\/a> seiner monatlichen Webinar-Reihe<\/a>, an der EY<\/strong> bereits zum sechsten Mal in Folge teilnahm. Dieses Webinar befasste sich mit der Entwicklung der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte<\/strong> und den Aussichten f\u00fcr das Fr\u00fchjahr 2026, den wichtigsten Meilensteinen f\u00fcr 2026 im Energiesektor, der Regulierung und den Perspektiven f\u00fcr die Energiespeicherung<\/strong> und die Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkte<\/strong>, die Finanzierung von Projekten im Bereich erneuerbare Energien und Speicherung<\/strong>, die Bedeutung von PPA<\/strong> und Eigenverbrauch<\/strong> sowie die wichtigsten Aspekte, die bei der Bewertung von Portfolios<\/strong> zu ber\u00fccksichtigen sind.<\/p>\n

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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