{"id":168208,"date":"2026-06-22T15:06:52","date_gmt":"2026-06-22T13:06:52","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=168208"},"modified":"2026-06-23T15:30:38","modified_gmt":"2026-06-23T13:30:38","slug":"sommer-beginnt-einer-hitzewelle-steigender-nachfrage-steigenden-preisen-europaeischen-strommaerkten","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/sommer-beginnt-einer-hitzewelle-steigender-nachfrage-steigenden-preisen-europaeischen-strommaerkten\/","title":{"rendered":"Der Sommer beginnt mit einer Hitzewelle, steigender Nachfrage und steigenden Preisen an den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 22. Juni 2026. In der dritten Juniwoche stiegen die Preise an den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten und \u00fcberschritten \u20ac80\/MWh. Eine h\u00f6here Nachfrage angesichts steigender Temperaturen, eine geringere Windenergieproduktion und h\u00f6here CO\u2082-Futures st\u00fctzten diesen Trend. Das Abkommen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran lie\u00df die Brent- und TTF-Gas-Futures sinken. Frankreich und Portugal erreichten Allzeithochs bei der solaren Photovoltaik-Energieproduktion, w\u00e4hrend Spanien und Italien Rekorde f\u00fcr einen Junitag aufstellten.<\/strong><\/p>\n

Solare Photovoltaik- und Windenergieproduktion<\/h2>\n

In der Woche des 15. Juni stieg die solare Photovoltaik-Energieproduktion<\/strong> an den wichtigsten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der deutsche Markt verzeichnete den gr\u00f6\u00dften Anstieg, 34%, gefolgt vom franz\u00f6sischen Markt mit einem Anstieg von 33%. Der italienische Markt verzeichnete den geringsten Anstieg, 5.2%, w\u00e4hrend der portugiesische und der spanische Markt Anstiege von 10% bzw. 13% verzeichneten. Frankreich, Portugal und Italien verzeichneten ihre zweite Wachstumswoche in Folge, w\u00e4hrend Deutschland und Spanien den Abw\u00e4rtstrend der vorangegangenen zwei Wochen umkehrten.<\/p>\n

Im Laufe der Woche erreichten mehrere der analysierten M\u00e4rkte Rekorde bei der solaren Photovoltaik-Energieproduktion. Der franz\u00f6sische und der portugiesische Markt erreichten Allzeithochs bei der solaren Photovoltaik-Energieproduktion, mit 183 GWh in Frankreich am Montag, dem 15. Juni, und 34 GWh in Portugal am Freitag, dem 19. Juni. Der spanische und der italienische Markt verzeichneten ihrerseits am 18. Juni ihre h\u00f6chste Produktion mit dieser Technologie f\u00fcr einen Junitag, mit 251 GWh bzw. 161 GWh.<\/p>\n

F\u00fcr die Woche des 22. Juni deuten die Solarenergieprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> auf Anstiege am italienischen und deutschen Markt hin. Im Gegensatz dazu wird die Solarenergieproduktion am spanischen Markt zur\u00fcckgehen.<\/p>\n

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

In der dritten Juniwoche ging die Windenergieproduktion<\/strong> an den wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche zur\u00fcck. Der portugiesische Markt verzeichnete den st\u00e4rksten R\u00fcckgang, 62%, gefolgt vom franz\u00f6sischen Markt mit einem R\u00fcckgang von 50%. Beide M\u00e4rkte verzeichneten ihre zweite R\u00fcckgangswoche in Folge. Der spanische, der italienische und der deutsche Markt verzeichneten R\u00fcckg\u00e4nge von 33%, 43% bzw. 49%. Spanien und Italien kehrten den Aufw\u00e4rtstrend der vorangegangenen zwei Wochen um, w\u00e4hrend Deutschland diesen Trend nach drei Wochen mit Anstiegen umkehrte.<\/p>\n

Im Laufe der Woche verzeichneten mehrere europ\u00e4ische M\u00e4rkte ihre niedrigsten Windenergieproduktionsniveaus f\u00fcr einen Tag im Juni. Der spanische und der italienische Markt verzeichneten ihre niedrigste Windenergieproduktion f\u00fcr einen Junitag in den letzten drei Jahren, mit 43 GWh in Spanien am 16. Juni und 13 GWh in Italien am 21. Juni. Der franz\u00f6sische Markt verzeichnete seinerseits am 17. Juni seine niedrigste Produktion mit dieser Technologie f\u00fcr einen Junitag seit 2021, mit 27 GWh.<\/p>\n

F\u00fcr die vierte Juniwoche deuten die Windenergieprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> auf Anstiege an den M\u00e4rkten Portugals, Frankreichs, Spaniens und Italiens hin. Im Gegensatz dazu wird der deutsche Markt eine geringere Windenergieproduktion verzeichnen.<\/p>\n

AleaSoft - Wind energy production electricity Europe<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica und TERNA.<\/span><\/div>\n

Stromnachfrage<\/h2>\n

In der dritten Juniwoche stieg die Stromnachfrage<\/strong> an den analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten im Vergleich zur Vorwoche. Der italienische Markt verzeichnete den gr\u00f6\u00dften Anstieg, 12%, w\u00e4hrend der deutsche Markt den geringsten Anstieg verzeichnete, 1.2%. Der belgische, der portugiesische, der britische, der franz\u00f6sische und der spanische Markt verzeichneten Anstiege zwischen 3.8% in Belgien und 8.2% in Spanien. Deutschland, Frankreich, Portugal, Italien und Belgien verzeichneten ihre zweite Wachstumswoche in Folge, w\u00e4hrend der spanische Markt seine f\u00fcnfte Woche mit Anstiegen in Folge verzeichnete.<\/p>\n

Im Laufe der Woche stiegen die Durchschnittstemperaturen<\/strong> an allen analysierten M\u00e4rkten. Belgien verzeichnete den gr\u00f6\u00dften Anstieg, 7.4 \u00b0C, w\u00e4hrend Portugal den geringsten verzeichnete, 2.1 \u00b0C. In Spanien, Italien, Gro\u00dfbritannien, Deutschland und Frankreich stiegen die Durchschnittstemperaturen um zwischen 2.8 \u00b0C in Spanien und 6.3 \u00b0C in Frankreich.<\/p>\n

F\u00fcr die vierte Juniwoche deuten die Nachfrageprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> auf Anstiege an den wichtigsten analysierten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten hin.<\/p>\n

AleaSoft - Electricity demand European countries<\/a>Quelle: Erstellt von AleaSoft Energy Forecasting anhand von Daten von ENTSO-E, RTE, REN, Red El\u00e9ctrica, TERNA, National Grid und ELIA.<\/span><\/div>\n

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

Die Tagespreise an den meisten europ\u00e4ischen M\u00e4rkten blieben h\u00f6her als in der Vorwoche. Infolgedessen stieg in der dritten Juniwoche der w\u00f6chentliche Durchschnittspreis im Vergleich zur Vorwoche an den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Der nordische Markt bildete die Ausnahme, mit einem Preisr\u00fcckgang von 12%. Im Gegensatz dazu verzeichneten der spanische, der portugiesische und der franz\u00f6sische Markt die gr\u00f6\u00dften prozentualen Preisanstiege, 83%, 88% bzw. 217%. An den \u00fcbrigen bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten stiegen die Preise zwischen 3.7% am italienischen Markt und 30% am belgischen Markt.<\/p>\n

In der Woche des 15. Juni \u00fcberschritten die Wochendurchschnitte \u20ac80\/MWh an den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten. Der nordische Markt bildete die Ausnahme, mit einem Durchschnitt von \u20ac54.28\/MWh. Im Gegensatz dazu erreichte der italienische Markt den h\u00f6chsten Wochendurchschnitt, \u20ac127.69\/MWh. An den \u00fcbrigen bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten M\u00e4rkten lagen die Preise zwischen \u20ac83.13\/MWh am franz\u00f6sischen Markt und \u20ac118.99\/MWh am britischen Markt.<\/p>\n

Was die Tagespreise betrifft, verzeichnete der nordische Markt am Wochenende der dritten Juniwoche Preise unter \u20ac25\/MWh. Am 21. Juni erreichte dieser Markt den niedrigsten Durchschnitt der Woche unter den analysierten M\u00e4rkten, \u20ac18.12\/MWh. An den \u00fcbrigen M\u00e4rkten blieben die Tagespreise w\u00e4hrend der dritten Juniwoche \u00fcber \u20ac55\/MWh.<\/p>\n

Andererseits \u00fcberschritten die Tagespreise an den M\u00e4rkten Deutschlands, Belgiens, Gro\u00dfbritanniens, Italiens und der Niederlande w\u00e4hrend einiger Sitzungen in der dritten Juniwoche \u20ac100\/MWh. Am 18. Juni erreichte der niederl\u00e4ndische Markt den h\u00f6chsten Tagesdurchschnitt der Woche unter den analysierten M\u00e4rkten, \u20ac143.63\/MWh. An diesem Tag erreichte der belgische Markt \u20ac141.93\/MWh, seinen h\u00f6chsten Preis seit dem 11. M\u00e4rz. In jener Woche erreichten auch die M\u00e4rkte der Iberischen Halbinsel ihre h\u00f6chsten Werte seit dem 12. M\u00e4rz. Der spanische Markt verzeichnete seinen h\u00f6chsten Preis, \u20ac98.30\/MWh, am 16. Juni, w\u00e4hrend der portugiesische Markt seinen h\u00f6chsten Preis, \u20ac98.70\/MWh, am 17. Juni verzeichnete. Am 22. Juni stieg der Preis jedoch noch weiter, auf \u20ac99.89\/MWh in beiden F\u00e4llen, blieb aber unter den am 11. M\u00e4rz erreichten Werten.<\/p>\n

In der Woche des 15. Juni trieben der Anstieg des Wochenpreises der CO\u2082-Emissionsberechtigungen, zusammen mit der h\u00f6heren Nachfrage und dem R\u00fcckgang der Windenergieproduktion, die Preise an den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in die H\u00f6he.<\/p>\n

Die Preisprognosen<\/a> von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> deuten darauf hin, dass die Preise an den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten in der vierten Juniwoche weiter steigen werden, beeinflusst durch die h\u00f6here Nachfrage. Dar\u00fcber hinaus wird die Windenergieproduktion in Deutschland sinken, w\u00e4hrend die Solarenergieproduktion in Spanien zur\u00fcckgehen wird. Auch die Gaspreise werden die Entwicklung der Preise an den europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten pr\u00e4gen.<\/p>\n

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

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

Die Brent-\u00d6l<\/strong>-Futures f\u00fcr den Front\u2011Month am ICE-Markt<\/strong> erreichten ihren h\u00f6chsten w\u00f6chentlichen Abrechnungspreis, $83.17\/bbl, am Montag, dem 15. Juni. Dieser Preis lag jedoch bereits 4.8% unter dem Preis des vorangegangenen Freitags. Am Dienstag, dem 16. Juni, verzeichneten diese Futures nach einem R\u00fcckgang von 5.1% im Vergleich zum Montag ihren niedrigsten w\u00f6chentlichen Abrechnungspreis, $78.96\/bbl. Laut den bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten markierte dieser Preis das niedrigste Niveau seit dem 3. M\u00e4rz. Anschlie\u00dfend begannen die Preise, sich leicht zu erholen. Infolgedessen erreichte der Abrechnungspreis am Freitag, dem 19. Juni, $80.57\/bbl. Dieser Preis lag immer noch 7.7% unter dem Preis des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

W\u00e4hrend der dritten Juniwoche lie\u00dfen die Fortschritte bei den Friedensverhandlungen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran sowie die Prognosen der Internationalen Energieagentur \u00fcber einen Roh\u00f6l\u00fcberschuss f\u00fcr 2027 die Brent-\u00d6l-Futures sinken, mit Abrechnungspreisen unter $85\/bbl.<\/p>\n

Was die TTF-Gas<\/strong>-Futures am ICE-Markt f\u00fcr den Front\u2011Month betrifft, erreichten sie ihren h\u00f6chsten w\u00f6chentlichen Abrechnungspreis, \u20ac42.51\/MWh, am Montag, dem 15. Juni, bereits 9.1% unter der letzten Sitzung der Vorwoche. Im Laufe der Woche fielen die Preise weiter. Am Donnerstag, dem 18. Juni, verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten w\u00f6chentlichen Abrechnungspreis, \u20ac40.52\/MWh. Laut den bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten markierte dieser Preis das niedrigste Niveau seit dem 21. April. Am Freitag, dem 19. Juni, stiegen die Preise um 3.9% im Vergleich zum Donnerstag und der Abrechnungspreis erreichte \u20ac42.09\/MWh. Dieser Preis lag jedoch immer noch 10% unter dem Preis des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

Die Erwartungen, dass die Stra\u00dfe von Hormus nach dem vorl\u00e4ufigen Abkommen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran wieder ge\u00f6ffnet w\u00fcrde, lie\u00dfen die Preise in der dritten Juniwoche sinken. Nachdem das Abkommen in Kraft getreten war, erreichten die TTF-Gas-Futures ihren niedrigsten Preis seit April. Die Preise erholten sich jedoch am Ende der Woche angesichts von Zweifeln an einer raschen Erholung der Lieferfl\u00fcsse, neuer geopolitischer Spannungen, Prognosen hoher Temperaturen in Europa und Speicherst\u00e4nden unter dem Normalniveau.<\/p>\n

Was die Abrechnungspreise der Futures auf CO2<\/sub><\/strong>–Emissionsberechtigungen<\/strong> am EEX-Markt<\/strong> f\u00fcr den Referenzkontrakt vom Dezember 2026 betrifft, bewegten sich die Preise in der dritten Juniwoche um \u20ac80\/t. Am 17. Juni verzeichneten diese Futures ihren niedrigsten w\u00f6chentlichen Abrechnungspreis, \u20ac79.78\/t. Im Gegensatz dazu erreichten sie am Freitag, dem 19. Juni, ihren h\u00f6chsten w\u00f6chentlichen Abrechnungspreis, \u20ac80.58\/t. Laut den bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> analysierten Daten lag dieser Preis 4.4% h\u00f6her als der Preis des vorangegangenen Freitags.<\/p>\n

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

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

Am Donnerstag, dem 18. Juni, veranstaltete AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die 67te<\/sup> Ausgabe<\/a> seiner monatlichen Webinar-Reihe<\/a>. Bei dieser Gelegenheit nahmen Referenten von ENGIE Spanien zum siebten Mal an der Reihe teil. Diese Ausgabe analysierte die j\u00fcngste Entwicklung der europ\u00e4ischen Energiem\u00e4rkte<\/strong> und die Aussichten f\u00fcr die zweite H\u00e4lfte des Jahres 2026, die Chancen und Herausforderungen f\u00fcr das Wachstum im Sektor der erneuerbaren Energien<\/strong>, die aktuelle Situation und die Trends am PPA<\/strong>-Markt in Spanien sowie die Aussichten f\u00fcr die Batteriespeicherung<\/strong> und die Hybridisierung<\/strong> mit Photovoltaik-Energie<\/strong>.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 22. Juni 2026. In der dritten Juniwoche stiegen die Preise an den meisten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkten und \u00fcberschritten \u20ac80\/MWh. Eine h\u00f6here Nachfrage angesichts steigender Temperaturen, eine geringere Windenergieproduktion und h\u00f6here CO\u2082-Futures st\u00fctzten diesen Trend. Das Abkommen zwischen den Vereinigten Staaten und dem Iran lie\u00df die Brent- und TTF-Gas-Futures sinken. 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