Belgiska elpriset sköt i höjden till 1 038 €/MWh – här är orsakerna bakom Europas värmeböljekris

Belgiska grossistpriset på el sköt i höjden till över 1 000 €/MWh under den europeiska värmeböljan i juni–juli 2025. Orsaken var en klassisk utbuds- och efterfrågekniptång: extrem hetta (över 40 °C i delar av Europa) drev upp efterfrågan på luftkonditionering, medan termiska kraftverk och kärnkraftverk samtidigt tvingades till driftstopp eller reduceringar eftersom höga flodtemperaturer minskade tillgången på kylvatten. Även flera andra europeiska marknader satte flerårs- eller nya rekord när det gäller pristoppar. Den större bilden visar på strukturella svagheter i elförsörjningen och växande energisäkerhetsproblem.

Varför belgiska priset nådde 1 038,25 €/MWh

• Rekordhögt grossistpris. En onsdag i slutet av juni 2025 nådde det belgiska day-ahead-priset för el 1 038,25 €/MWh klockan 20:45 – det högsta på många år och ett sexårsrekord för landet .
• Ökad efterfrågan. Den europeiska värmeböljan ökade den dagliga elförbrukningen med upp till 14 % i de drabbade länderna, främst på grund av luftkonditionering och fläktar .
• Problem på utbudssidan. Extremvärmen orsakade driftstopp i termiska kraftverk och minskad kärnkraftsproduktion (eftersom temperaturen på kylvattnet överskred regulatoriska gränsvärden eller kyleffektiviteten minskade) . Höga temperaturer påverkade också vattenkraftens tillgänglighet i vissa regioner .
• Solens roll och tajmingen. Toppen klockan 20:45 inträffade efter att solenergin hade minskat för dagen, vilket tog bort den stora dagliga solkudden som hade hållit priserna låga under dagen. Under de varmaste timmarna var solproduktionen rekordhög (EU:s solproduktion nådde 45 TWh i juni 2025), men den rikliga tillgången fanns inte kvar under kvällstoppen, då efterfrågan fortfarande var hög och flexibel kapacitet var knapp .

Andra europeiska marknader som satte nya rekord

• Belgien och Nederländerna. Den 1 juli 2025 nådde belgiska och nederländska timpriser 517,57 €/MWh klockan 20:00 – redan extremt högt före den senare toppen på 1 038 € .
• Frankrike. Franska elpriser steg kraftigt efter varningar om att värmen skulle tvinga fram nedskärningar i kärnkraftsproduktionen, vilket bidrog till prishöjningar på över 175 % på flera europeiska marknader .
• Grekland. I slutet av september 2025 steg grekiska day-ahead-priser med 34,5 % på en enda dag, med ett genomsnitt på 141,58 €/MWh och en topp på 425,83 €/MWh under högtrafik – en av de kraftigaste uppgångarna som registrerats .
• Italien och Spanien. Fastlandet Spanien och Italien registrerade den högsta dagliga elförbrukningen hittills 2025 under värmeböljan .
• Generellt mönster. Flera analyser från Ember, Montel Analytics och AleaSoft bekräftade att värmeböljan i juni–juli fördubblade de genomsnittliga dagliga priserna på de flesta större europeiska marknader, med vissa marknader som såg priser 2–3 gånger högre än normalt .

Bakomliggande utbuds- och efterfrågefaktorer

Faktor	Detaljer
Höga gaspriser	Europas gaslager var tömda efter en kall första kvartal 2025, vilket höll grossistpriserna på gas på en hög nivå och satte en hög marginalkostnad för gaskraftverk .
Låg vind- och vattenkraft	Vindkraften låg under säsongsnormen under delar av första och andra kvartalet 2025, och vattenkraften var lägre än föregående år .
Begränsningar inom kärnkraft	Den franska kärnkraftsproduktionen påverkades av värmerelaterade nedskärningar; även belgisk kärnkraftsproduktion minskade jämfört med föregående år .
Solenergiboomen	Solelskapaciteten fortsatte att öka snabbt. Juni 2025 var den månad med högst solproduktion i EU någonsin (45 TWh). Detta tryckte ned priserna kraftigt under dagen men hindrade inte kvällstopparna .
Belgiens beroende av import	Belgien är en nettoimportör under högtrafik, och den minskande inhemska planerbara kapaciteten (gas- och kärnkraftsnedläggningar) gör landet mycket sårbart för samtidig stress på grannmarknaderna .

Marknadsutsikter och energisäkerhetsproblem

• Kortsiktig utsikt. Europeiska kommissionens kvartalsrapport för första kvartalet 2025 noterade att priserna efter en hård vinter började sjunka under våren tack vare högre förnybar produktion och sjunkande gaspriser . Tredje kvartalet 2025 såg en ökning av antalet timmar med negativa priser (över 500 timmar i Nederländerna, Spanien och Sverige) när rekordhög sol- och vindproduktion sammanföll med svag efterfrågan . Detta pekar mot en växande prisskillnad inom dagen – billigt (ofta negativt) under soltoppen, extremt dyrt under kvällens högtrafik.
• Energisäkerhetsfrågor har väckts.
  • Sårbarhet för termisk kraft och kärnkraft vid värmestress. Värmeböljan visade att Europas termiska kraftverkspark blir allt mer känslig för extrem sommarvärme, vilket kan orsaka oplanerade driftstopp precis när efterfrågan är som högst .
  • Behov av flexibla tillgångar och lagring. Tankesmedjor och nätoperatörer (t.ex. Elia, Belgiens systemoperatör) har varnat för att den växande andelen väderberoende förnybar energi – utan motsvarande tillväxt av planerbar kapacitet dygnet runt, batterilagring och efterfrågeflexibilitet – ökar risken för kvällstoppar i priserna vid extremt väder .
  • Risker med gränsöverskridande kopplingar. När Belgien, Nederländerna, Frankrike och Tyskland alla samtidigt drabbas av värmeböljestress finns det begränsad överskottskapacitet att importera, vilket driver upp priserna på sammankopplade marknader .
  • Krav på politiska åtgärder. Europaparlamentet har specifikt frågat kommissionen hur man planerar att säkerställa motståndskraften hos kärnkraftverk och termiska kraftverk under stigande temperaturer, och om nättillräcklighetsbedömningarna (ENTSO-E:s sommarprognoser) tillräckligt fångar samverkande väderrisker .