TradingUpdate --- English trial

Der Frontmonat des Erdgaspreises NL TTF (rote Linie im Diagramm unten) neigt seit Wochen im Trend zur Schwäche. Zuletzt bildete dieser ein Verlaufstief aus, welches weitere Kursrückgänge schon allein aus charttechnischer Sicht impliziert. Doch ist es so wie es scheint? Betrachtet man sich nämlich das UK NBP Pendant (Balkenchart im Diagramm unten) kann festgestellt werden, dass hier von einem Verlaufstief keine Rede sein kann. Vielmehr schwankt dieses nach wie vor komfortabel zwischen rund 76 und 86 GBp/therm seitwärts. Gerade am Reihenende, also in den letzten Tagen, hat sich somit die Lücke zwischen UK NBP und NL TTF spürbar vergrößert, so dass NL TTF - isoliert betrachtet - einen negativen Eindruck vermittelt.

Warum aber ist die Schere überhaupt aufgegangen? Hier kommt das britische Pfund ins Spiel. Dieses neigt seit dem 22. Oktober gegenüber dem Euro spürbar zur Schwäche (dünne blaue Linie im Diagramm unten). Mit anderen Worten: Ohne die Abwertung des britischen Pfundes hätte es den Fall von NL TTF unter die Marke von 31 Euro/MWh nicht gegeben. Bei NL TTF Cal 26 ist der Durchbruch noch deutlicher sichtbar. So gesehen kam c. p. der Festlanderdgaspreis zuletzt nicht mehr „fundamental“ unter Druck (Witterung, Angebot usw.) , sondern über die Währungsschiene. Ein Erdgasanalyst sollte/müsste daher auch Experte für das Währungspaar EUR/GBP sein oder zumindest dessen Entwicklung stets im Auge behalten.

Das britische Pfund ist aufgrund der Wachstumsschwäche auf der Insel sowie der damit verbundenen anhaltenden Zinssenkungsphantasie der Bank of England wohl auch künftig unter Druck, zumal die EZB ihre Leitzinssenkungen bis auf Weiteres beendet hat. So gesehen könnte einerseits argumentiert werden, dass die Belastungen für Erdgas NL TTF wegen der GBP-Schwäche erhalten bleiben bzw. verstärkt werden. Andererseits könnte aber auch gesagt werden, dass es sich seit einigen Tagen nicht mehr um eine „reine“ Erdgasschwäche handelt, sondern vor allem um eine Schwäche des britischen Pfundes. Das ändert zwar am Ergebnis nichts,  qualitativ ist es aber eine ganz andere Aussage.

In der aktuellen Handelswoche ging es bis Donnerstagvormittag wieder dynamisch aufwärts, sodass das Vorwochenhoch (82,41 Euro/t CO2) temporär überwunden wurde (82,79 Euro/t CO2). Anschließend setzten jedoch wieder Kursrücksetzer ein, gegen 14 Uhr notiert der Dezember-Future bei rund 81,50 Euro/t CO2.

nEHS: Preisband soll auch 2027 gelten

Die Bundesregierung plant, den Preisrahmen von 55 bis 65 Euro/t CO2 im nationalen Emissionshandel (nEHS) um ein Jahr bis 2027 zu verlängern, um starke Preisschwankungen beim Heizen und Tanken zu vermeiden. Grund ist die Verschiebung des europäischen Emissionshandelssystems für Verkehr und Gebäude (ETS2) auf 2028.

EU–UK: Mandat für ETS-Verknüpfung

Die EU-Mitgliedstaaten haben einem Mandat zugestimmt, um mit dem Vereinigten Königreich über eine Verknüpfung ihrer Emissionshandelssysteme (ETS) zu verhandeln. Ziel ist es, die jeweiligen CO2-Märkte zu verbinden und so gegenseitige CO2-Grenzausgleichsabgaben zu vermeiden.

(Mehr Details unter Energy-News -> CO2-Marktbericht)

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Der Gasmarkt zeigt sich im Chartbild weiter bearish und Risiken werden aufgrund der milden Temperaturen weiter ausgepreist. Doch dies könnte verfrüht sein, wenn einige der folgenden Faktoren auf den Gasmarkt treffen:

•Wetterrisiko: Anhaltende Kälteperiode bei gleichzeitig schwacher Windstromproduktion erhöht kurzfristig die Nachfrage nach Gas, Strom, EUAs.

•Erzeugungsrisiko: Verzögerungen oder ungeplante Ausfälle französischer Kernkraftwerke (EDF) verschärfen Versorgungslage.

•LNG-Markt: Zusätzliche Nachfrage aus Asien reduziert die Verfügbarkeit für Europa --> Frachtraten steigen, Spotmengen werden teurer.

•Speicherrisiko: Rasche Entnahmen in Deutschland und den Niederlanden führen zu schnell sinkenden Füllständen an wichtigen Marktplätzen (TTF und THE).

•Preisrisiko: Schnelle Aufwärtsbewegungen bei Gas- und Strompreisen; erhöhte Volatilität an den Terminmärkten. EUAs führen Strom an!

Fazit
In einer solchen Marktphase besteht ein erhöhtes Timing-Risiko für Gas-Portfoliomanager. Denn wer zu lange mit Hedges wartet, muss ggf. zu ungünstigeren Preisen eindecken. Hinzu kommt die Marktpsychologie. Gleichzeitige Kaufaktivität vieler Akteure kann Preisübertreibungen verstärken nach dem Motto „Alle wollen durch die gleiche Tür!“

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Ein Korrelationskoeffizient beschreibt die Stärke und Richtung des statistischen Zusammenhangs zweier Zeitreihen. Er liegt zwischen –1 (perfekte Gegenläufigkeit) und +1 (perfekte Gleichläufigkeit). Je näher der Wert an ±1 liegt, desto stärker bewegen sich die beiden Größen gemeinsam oder gegensätzlich.

Der Korrelationschart unten zeigt deutlich, dass der Strom Cal 26 Base Future eine hohe und stabile positive Korrelation zu den EUAs aufweist. Der Markt „schaut“ also preisbildend sehr stark auf CO2. Gas hingegen verliert zunehmend seinen Einfluss. Die Korrelation ist niedrig und zuletzt sogar leicht negativ, was darauf hindeutet, dass Gaspreisbewegungen für den Strompreis derzeit eine untergeordnete Rolle spielen.

Die jüngste Aufwärtsrevision der Windprognosen hat die Day-Ahead-Preise spürbar gedrückt und das zeigt sich in der Spotauktion für Donnerstag mit einer Baseload von 69,84 Euro/MWh. Am 13.11. sorgt reichlich Wind mit rund 28 Gigawatt im Tagesmittel und solide PV zur Mittagszeit für eine deutlich niedrigere Residuallast. Der Viertelstundenverlauf beginnt mit einem sehr günstigen Nacht- und Frühmorgental mit Tiefstwerten knapp über Null, es folgt ein kurzer Morgenspike um etwa 08:30 bis rund 85 Euro/MWh und danach eine erneute Entspannung bis in den frühen Nachmittag. Ab etwa 15:30 setzt eine steile Abendrampe ein, der Tagespeak erreicht 142,6 Euro/MWh und die Preise bleiben anschließend bis spät abends meist über 100 Euro/MWh. Die höchsten Volumina fallen in die Mittagsstunden, getrieben durch die Erneuerbaren, was den Peak-Preisfloor in diesem Fenster merklich drückt.

Am Freitag lässt der Wind spürbar nach und liegt im Mittel nur bei etwa 10 Gigawatt, die PV-Stütze ist saisonal kleiner und die Residuallast steigt, das Tagesmittel erhöht sich auf rund 105 Euro/MWh mit einem strafferen Abendprofil und einer flacheren Mittagssenke als am Donnerstag. Bei weiterer Wind-Underperformance nimmt das Risiko für stärkere Ausschläge am frühen Abend zu.

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Die aktuellen CoT-Daten der ICE Endex per 07.11.2025 zeigen eine leichte Wiederbelebung der spekulativen Aktivität im TTF-Gasmarkt. Die Investmentfonds haben sowohl ihre Long- als auch ihre Short-Positionen spürbar ausgeweitet, wobei der Long-Aufbau mit einem Plus von 24,8 TWh auf 439,7 TWh (plus 6,0 Prozent) etwas stärker ausfiel als der Anstieg der Short-Seite um 21,9 TWh auf 415,4 TWh (plus 5,6 Prozent). In der Summe erhöhte sich die Netto-Long-Position der Fonds damit moderat um 2,9 TWh auf 24,3 TWh (plus 13,7 Prozent).

Der gleichzeitige Aufbau beider Seiten spiegelt die derzeitige Unsicherheit im Gasmarkt wider. Fundamentale Faktoren bleiben schwach: die Versorgungslage ist komfortabel und das milde Herbstwetter hat die kurzfristige Nachfrage gedämpft. Dennoch zeigt sich die 30-Euro-Marke beim TTF Gas Cal 26 weiterhin als solide Unterstützung. Trotz der vorherrschenden „Fundamentals“ wird dieses Preisniveau von vielen Marktteilnehmern als attraktiv eingeschätzt, um potenzielle Winterrisiken abzusichern, insbesondere nach der hochpreisigen Phase der letzten Jahre.

Die Daten deuten darauf hin, dass die Investmentfonds derzeit keine klare Marktrichtung verfolgen, sondern sich taktisch positionieren. Das parallele Wachstum der Long- und Short-Seite ist Ausdruck einer Patt-Situation, in der neue Impulse, etwa durch Wetterumschwünge oder Angebotsveränderungen, abgewartet werden. Ohne frische fundamentale Nachrichten bleibt der Markt in seiner engen Handelsspanne oberhalb von rund 30 Euro/MWh gefangen, denn gleichzeitig fehlt die Dynamik für einen nachhaltigen Rebound nach oben.

Insgesamt bleibt der TTF-Markt stabil, aber richtungslos: Die gute Versorgungslage limitiert das Aufwärtspotenzial, während die Absicherungsinteressen am unteren Rand die Chance nach unten begrenzen. Erst klare Entspannungssignale, etwa an der Wetterfront, könnten die Marktstimmung wieder stärker in Bewegung bringen.

Hinweis: Dies stellt eine einseitige Interpretation dar und berücksichtigt keine weiteren marktbeeinflussenden Faktoren im TTF-Gasmarkt.

Die aktuellen CoT-Daten der ICE-Endex per 07.11.2025 zeigen einen leichten Positionsrückgang bei den Investmentfonds. Die Long-Position verringerte sich gegenüber der Vorwoche um 0,7 Mio. EUA auf 124,4 Mio. EUA (minus 0,5 Prozent). Gleichzeitig reduzierten die Fonds auch ihre Short-Positionen um 1,7 Mio. EUA auf 26,9 Mio. EUA (minus 5,9 Prozent). In der Summe ergab sich dadurch eine geringfügige Ausweitung der Netto-Long-Position auf 97,5 Mio. EUA, was einem Anstieg um 1,0 Prozent entspricht.

Zu Beginn der vergangenen Handelswoche setzte nach der Ankündigung eines möglichen Industriestrompreises und kühleren Temperaturprognosen zunächst kräftiger Kaufdruck ein, wodurch der EUA-Dez-25-Future über die Marke von 80 Euro/t CO2 steigen konnte. Mit der nach oben korrigierten Wetterprognose und nachlassendem fundamentalen Rückenwind flaute die Dynamik jedoch spürbar ab, und der CO2-Preis rutschte zum Wochenschluss wieder unter 80 Euro/t CO2. Die CoT-Daten bestätigen dieses Bild: Sowohl Long- als auch Short-Positionen wurden moderat abgebaut, was darauf hindeutet, dass kurzfristige spekulative Positionen, eingegangen im Zuge der Nachrichtenlage, wieder geschlossen wurden.

Ein Trendwechsel lässt sich daraus nicht ableiten. Die Investmentfonds bleiben insgesamt klar Netto-Long positioniert, wodurch der EUA-Markt weiterhin eine starke Unterstützung erfährt. Der jüngste Rückgang spricht dafür, dass den Spekulanten zuletzt das „Selbstbewusstsein“ für einen erneuten aggressiven Long-Aufbau fehlte. In der aktuellen Handelswoche geht es bislang wieder dynamisch aufwärts, so dass von weiter steigenden CO2-Preises auszugehen ist.

Hinweis: Dies stellt eine einseitige Interpretation dar und berücksichtigt keine weiteren marktbeeinflussenden Faktoren im EUA-Markt.

In einer aktuellen Studie des Oxford Institute for Energy Studies („The Global Outlook for Gas Demand in a $6 World“) entwerfen die Autoren ein Szenario einer „6-Dollar-Welt“, also eines dauerhaften Rückgangs des Gaspreises von 8 auf 6 US-Dollar/MMBtu (rund 20 €/MWh), und untersuchen, wie stark die Gas- bzw. LNG-Nachfrage bei einem solchen Preisniveau ansteigen würde. Analysiert werden die großen Importregionen: Europa, China, Indien, Japan/Korea/Taiwan (JKT), Emerging Asia, Afrika und Lateinamerika. Nordamerika, Russland und der Nahe Osten sind aufgrund ihrer bereits sehr niedrigen Inlandspreise nicht Teil der Betrachtung.

Global zeigen die Ergebnisse eine zusätzliche LNG-Importnachfrage von 26,5–94 Milliarden Kubikmetern (bcm) bis 2030 bzw. 62,5–177,5 bcm bis 2035. Etwa die Hälfte dieses Zuwachses entfällt auf den Stromsektor (insbesondere in JKT und Emerging Asia), der Rest auf Gebäude- und Transportsektor (vor allem in China und Indien) sowie auf die Industrie in China, Indien und Lateinamerika. In Europa verschiebt sich Gas dagegen zunehmend in die Rolle eines Backups für fluktuierende Erneuerbare. Selbst bei 6 US-Dollar/MMBtu ist Europa daher kein zentraler zusätzlicher LNG-Nachfragetreiber: Gas bleibt wichtig, aber primär als Flexibilitätsoption; Klimaziele, Kohleausstieg und EE-Ausbau begrenzen den Preishebel.

Ein zentraler Punkt der Studie ist die Auslastung der weltweiten LNG-Exportkapazitäten (Anteil der tatsächlich genutzten gegenüber der maximal möglichen Kapazität), weil sie entscheidend beeinflusst, welches Preisniveau dauerhaft realistisch ist. Im OIES-Base-Case (ohne zusätzlichen Preiseffekt) werden die globalen LNG-Anlagen bis 2030 auf etwa 85,5 Prozent und bis 2035 auf 86,5 Prozent ausgelastet, ein komfortabler Angebotsüberhang. Sobald man jedoch die zusätzliche Nachfrage berücksichtigt, die durch ein Preisniveau von 6 US-Dollar/MMBtu ausgelöst würde (rund plus 60 bcm bis 2030 und plus 120 bcm bis 2035), steigt die angenommene Auslastung auf etwa 92 Prozent im Jahr 2030 und auf 99 Prozent im Jahr 2035. Eine nahezu vollständige Auslastung (rund 99 Prozent) passt historisch eher zu Phasen knapper Versorgung und höherer Preise als zu einem dauerhaft entspannten 6-Dollar-Umfeld.

Für den europäischen Markt heißt das: Ein 6-Dollar-Szenario ist zwar denkbar, aber keineswegs garantiert. Es hängt maßgeblich davon ab, wie viel der neuen Kapazitäten tatsächlich als Reserve statt in Vollauslastung gefahren wird und wie stark Europa letztlich vom zusätzlichen LNG-Zufluss profitiert.

Indonesien fehlen in diesem Jahr rund zwanzig LNG-Cargoes, weshalb die Regierung Exportverpflichtungen in das Jahr 2026 verschieben will. Treiber sind eine höher als erwartete Inlandsnachfrage und eine Fehleinschätzung der Bedarfslage. Bereits zuvor hatte der Regulator Exporte nur bei etwa 150 Cargoes veranschlagt und einzelne Ladungen in den Inlandsmarkt umgeleitet, was die flexible Exportverfügbarkeit weiter einschränkt. Für Abnehmer in Asien und Europa bedeutet das weniger indonesisches Angebot am Spotmarkt und potenziell engere Balancen.

Unsere Einschätzung: Für LNG und Gaspreise wirkt die Nachricht kurzfristig eher bullish, da zusätzliche Ausfälle und Aufschübe das freie Angebot verringern. Die Wirkung bleibt aber gedämpft, solange andere Lieferströme stabil sind und die saisonal milden Wetterprognosen Nachfrage dämpfen.

Eine inverse SKS-Formation (Schulter-Kopf-Schulter-Formation) ist ein charttechnisches Umkehrmuster am Ende eines Abwärtstrends. Sie besteht aus drei Tiefpunkten, einem tiefer gelegenen „Kopf“ zwischen zwei höheren rechten und linken „Schultern“ (siehe Chart). Wird die Nackenlinie überzeugend nach oben durchbrochen, signalisiert das häufig den Beginn eines neuen Aufwärtstrends. Die horizontale Nackenlinie befindet sich bei 80,35 Euro/t CO2. Ein Preisanstieg darüber würde die inverse SKS-Formation bestätigen, woraufhin die Kurse bis auf 81,77 Euro/t CO2 ansteigen könnten (Anschlusspotenzial aufgrund der Formationshöhe). Die Fibonacci-Retracements dürften relevante Zwischenetappen auf dem Weg zum Ausschöpfen des Kursziels darstellen.   

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Russlands LNG-Geschäft zeigt trotz Sanktionen weiter Wirkung. Drei arktische LNG-Ladungen mit einem Gesamtvolumen von rund 0,5 Mrd. Kubikmetern erreichen heute laut Kpler-Daten Rotterdam, Dünkirchen und Zeebrügge. Gleichzeitig drückt Arctic LNG 2 mit günstigen Lieferungen nach Beihai die LNG-Preise in Südchina unter Spotniveau. Mit Start der russischen Lieferungen fiel der LNG-Preis in Beihai deutlich und zog die Notierungen in Guangdong und anderen südchinesischen Hubs nach unten. Beihai fungiert inzwischen als regionale Benchmark und verdrängt inländische LNG-Produktion und Pipelinegas. Erst bei Preisen unter 10–10,5 US-Dollar/MMBtu dürfte wieder mehr Raum für zusätzliche Spotkäufe vorliegen, das dort angelandete LNG kostet laut Marktquellen etwa 7 US-Dollar/MMBtu.

Unsere Einschätzung: Russland liefert weiterhin Gas in den globalen Markt und begrenzt insbesondere die asiatische Nachfrage. Gleichzeitig bleiben die Lieferungen nach Europa bestehen, sodass das geplante LNG-Importverbot der EU in den kommenden Jahren einen Einschnitt für den europäischen Gasmarkt bedeutet. Das Wetter bleibt in den nächsten Wochen aber ein wichtiges Aufwärtsrisiko: Sollte der Transport von Arctic LNG 2 nach Beihai aufgrund gefrorener Meere nur mit teureren Eisbrechern möglich sein, dürfte dies die Notierungen stützen. Parallel bleibt das Risiko zusätzlicher politischer Eingriffe bestehen, die bei einem echten Importstopp schlagartig zu höheren europäischen LNG-Preisen führen würden.

Der TTF Gas Cal 26 Future fällt aktuell unterseitig aus seiner seit Mitte August gültigen Trading Range zwischen aufgerundet 33 Euro/MWh auf der Ober- und 30,50 Euro/MWh auf der Unterseite. Unterhalb der 30-Euro-Marke wartet bei 28,85 Euro/MWh der nächste charttechnische Support in Form des Verlaufstiefs aus April 2024.

Im Oktober kam es erneut zu einem deutlichen Anstieg der 0- und Negativstunden an der EPEX Spot. Ursache war vor allem ein zeitweise sehr starkes Windaufkommen, das insbesondere in den Mittag- und Nachtstunden zu hohen Einspeisungen aus erneuerbaren Energien führte.

Im Vergleich zu den Vormonaten nahm damit die Zahl der negativen Stunden im Strommarkt merklich zu.
Diese Entwicklung zeigt sich auch in den kumulierten Auswertungen:

• 2025 liegt mit rund 573 negativen Stunden und 655 Stunden inklusive Nullpreise bereits deutlich über den Vergleichsjahren 2023 (301/325 Stunden) und 2024 (459/521 Stunden).
• Der starke Zuwachs fiel vor allem in Phasen mit Windspitzen und geringer Last(Wochenenden).

Der Trend verdeutlicht die zunehmende Volatilität im Spotmarkt bei gleichzeitig steigender Einspeisung aus Windkraft.

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Der Oktober 2025 zeigte erneut, wie stark die europäischen Strompreise von der Erzeugungsstruktur abhängen. Besonders auffällig war die enge Korrelation zwischen niedrigen Strompreisen und geringen CO₂-Emissionen. Regionen mit hohem Anteil an Kernkraft, Wasserkraft oder Windenergie verzeichneten sowohl günstige Preisniveaus als auch deutlich reduzierte Emissionsintensitäten. In den osteuropäischen Ländern kam es dagegen zu höheren durchschnittlichen Spotpreisen und CO₂-Emissionen.

Der asiatische LNG-Preis befindet sich übergeordnet weiterhin in einem intakten mittelfristigen Abwärtstrend, gekennzeichnet durch fallende Hochs und fallende Tiefs. Die gleitenden Durchschnitte der letzten 200, 100 und 50 Tage weisen allesamt eine negative Steigung auf und der Kurs befindet sich unterhalb dieser relevanten Glättungslinien. Zuletzt hat sich die Abwärtsdynamik allerdings abgeschwächt und der LNG-Frontmonat Dezember hat den roten Abwärtstrend seitlich durchkreuzt. Das mittlere Bollinger Band wird regelmäßig überwunden und befindet sich nicht mehr in einer fallenden Tendenz. Die schwache Abwärtsdynamik lässt sich an der bullishen Divergenz des MACD im Vergleich zum LNG-Kursverlauf ablesen. Der MACD befindet sich mit seinen steigenden Tiefs und steigenden Hochs bereits wieder in einem Aufwärtstrend und signalisiert damit beginnende Stärke. Oberhalb des kurzfristigen grün gestrichelten Aufwärtstrends könnten die Notierungen weiter in Richtung 11,5 USD/mmbtu ansteigen. Dort befindet sich ein wichtiges Verlaufshoch von Anfang Oktober, dessen Überwindung den Abwärtstrend seit Juni beenden würde. Um den mittelfristigen Abwärtstrend weiter fortsetzen zu können, ist ein Preisrutsch unter 10,87 USD/mmbtu erforderlich. Ein nächstes Kursziel könnte die Marke 10,5 USD/mmbtu sein.

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In den ersten zehn Monaten des aktuellen Jahres kam es im europäischen Stromsektor zu einem Anstieg der Emissionen. Nach einem windarmen Winter 2024/25 („Dunkelflaute“) und einer Serie kalter Wochen Anfang 2025 mussten Versorger erneut verstärkt auf Kohle- und Gaskraftwerke zurückgreifen. Hinzu kamen Ausfälle französischer Kernkraftwerke. Entsprechend stieg die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken von Januar bis Oktober 2025 auf 45,3 TWh, nach 43,2 TWh im Vergleichszeitraum in 2024 und 40,5 TWh in 2023 (Daten: ENTSO-E). Die Folge war ein Anstieg der Emissionsintensität, besonders im Februar 2025, als die CO2-Emissionen 50,3 gCO2e/kWh über dem Vorjahresniveau lagen.

Obwohl die Gesamtemissionen 2025 leicht rückläufig erwartet werden, bleibt der erhöhte fossile Kraftwerkseinsatz im Jahresverlauf stützend für die EUA-Nachfrage. Sollte sich in den nächsten Monaten erneut eine schwache Windphase einstellen, gibt dies den CO2-Zertifikaten zusätzlich Anschub. Hinzu kommt die sogenannte „Re-basing“-Reduktion des Caps um 27 Mio. Zertifikate in 2026 im Rahmen des „Fit for 55“-Pakets, was offensichtlich auch die Spekulanten zu den hohen Long-Positionen verleitet und damit den EUA-Markt stützt.

Der europäische Energiemarkt blickt erneut nach Brüssel. Kurz vor Beginn der UN-Klimakonferenz COP30 in Brasilien hat sich die EU auf eine Anpassung ihrer Klimaziele geeinigt. Die EU-Klimaminister beschlossen eine Emissionsminderung um 90 Prozent bis 2040 gegenüber 1990. Bis zu 5 Prozent dieser Reduktion dürfen jedoch über internationale CO2-Zertifikate erfolgen, wodurch der tatsächliche inländische Minderungsbeitrag auf rund 85 Prozent sinkt. Eine zusätzliche Nutzung solcher Zertifikate über weitere 5 Prozent wird für die Zukunft geprüft. Auch ein Zwischenziel für 2035 wurde beschlossen, mit einer Reduktionsspanne zwischen 66,25 und 72,5 Prozent. Die ursprüngliche Empfehlung der EU-Kommission sah eine striktere Zielsetzung mit maximal 3 Prozent Auslandszertifikaten vor.

Zudem soll der Start des neuen Emissionshandelssystems für Gebäude und Straßenverkehr (ETS2) um ein Jahr auf 2028 verschoben werden. Hintergrund sind Sorgen über mögliche Preissteigerungen für Bürger und die Notwendigkeit eines stabilen Preissignals für CO2-Zertifikate. Die EU-Kommission will daher noch 2025 Maßnahmen vorschlagen, darunter einen früheren Start der Auktionen und Anpassungen an der Marktstabilitätsreserve. Ziel bleibt weiterhin, die Emissionen bis 2040 um 90 Prozent gegenüber 1990 zu senken. Eine Verzögerung beim ETS2 soll laut Kommission das 2030-Ziel von minus 55 Prozent nicht gefährden.

Kurzfristig wirkt die neue Flexibilität preisdämpfend: Ein Teil der Minderung verlagert sich ins Ausland, und die spätere ETS2-Einführung verzögert zusätzliche Nachfrage. Allerdings geht es um das Klimaschutzziel 2040, so dass der Effekt mittelfristig begrenzt ist. Entscheidender bleibt die starke Nachfrage der Spekulanten. Selbst die Aufweichung des Klimaschutzziels reicht offensichtlich nicht für eine Reduzierung der rekordhohen Long-Position der Investmentfonds aus. Zudem sind die Preise des EU-ETS2 bereits im Oktober stark gefallen, als die geplanten Maßnahmen gegen zu hohe Kosten publik wurden, und seitdem haben sich die Futures wieder spürbar erholt.

Fazit: Kurzfristig neutral bis leicht bearish, mittelfristig sind die Auswirkungen eher begrenzt.

Laut dem aktuellen Commitments of Traders-Report der ICE Endex per 31.10.2025 haben die Investmentfonds im TTF-Gasmarkt ihre spekulative Positionierung erneut deutlich angepasst und sich die Netto-Long-Position weiter gesenkt. Die Long-Positionen der Fonds sanken um 9,7 TWh auf 414,8 TWh (minus 2,3 Prozent), während die Short-Positionen gleichzeitig kräftig um 15,1 TWh auf 393,5 TWh zunahmen (plus 4,0 Prozent). In der Folge fiel die Netto-Long-Position um 24,8 TWh auf nur noch 21,4 TWh, was einem Rückgang um minus 53,7 Prozent gegenüber der Vorwoche entspricht.

Der erneute und stärkere Aufbau von Short-Positionen unterstreicht, dass die Investmentfonds wieder zunehmend auf die Bärenseite wechseln. Dennoch hält sich der Gasmarkt oberhalb von 30 Euro/MWh, der TTF Gas Cal 26 Future konnte die Unterkante seiner Trading Range zwischen rund 33 Euro/MWh und 30,50 Euro/MWh nicht unterschreiten. Der aktuelle spekulative Verkaufsdruck reicht somit bislang nicht aus, um diese markante Unterstützungszone zu durchbrechen, zumal sie für Hedging-Aktivitäten weiterhin attraktiv bleibt.

Hinweis: Dies stellt eine einseitige Interpretation dar und beleuchtet keine weiteren marktbeeinflussenden Faktoren zum Gasmarkt!

Die aktuellen CoT-Daten der ICE-Endex per 31.10.2025 zeigen eine erneute Ausweitung der spekulativen Long-Positionierung der Investmentfonds. Die Long-Position stieg gegenüber der Vorwoche um 3,2 Mio. EUA auf 125,1 Mio. EUA (plus 2,6 Prozent). Gleichzeitig legte die Short-Position moderat um 0,6 Mio. EUA auf 28,6 Mio. EUA zu (plus 2,1 Prozent). In der Summe erhöhte sich damit die Netto-Long-Position um 2,6 Mio. EUA auf 96,5 Mio. EUA (plus 2,8 Prozent).

In der vergangenen Handelswoche trat der EUA-Dez-25-Future auf der Stelle und stieg im Wochenvergleich nur leicht um 0,2 Prozent auf 78,54 Euro/t CO2. Dies lässt sich an der relativ geringen Veränderung der Positionierung der Investmentfonds ableiten, denn die „starken Hände“ haben in der vergangenen Woche auf neue Richtungsimpulse gewartet und konnten die 80-Euro-Marke nicht nachhaltig überwinden.

Der Anstieg über 80 Euro/t CO2 in der aktuellen Woche durch die Meldung zum möglichen Industriestrompreis in Deutschland war genau ein solcher Impuls, so dass die Spekulanten in der aktuellen Woche die Long-Positionen erneut stark ausbauen. Genaueres liefert der CoT-Report am kommenden Mittwoch, den 12. November. Mit rund 125 Mio. EUAs Long-Position der Spekulanten ist der CO2-Preis weiterhin stark gestützt, denn dem EUA-Markt „fehlt“ ein beträchtlicher Teil des Zertifikate-Angebots. Solange diese Positionen nicht abgebaut werden, bleibt der CO2-Markt bullish. Der Spielraum für neue Long-Positionen wird jedoch immer geringer, während zugleich das Risiko steigt, dass bei Gewinnmitnahmen größere Verkaufswellen einsetzen.

Hinweis: Dies stellt eine einseitige Interpretation dar und berücksichtigt keine weiteren marktbeeinflussenden Faktoren im EUA-Markt.

Beim TTF Gas Dezember-Future bildet sich eine bullishe Keilformation heraus. Eine bullishe Keilformation ist eine Umkehrformation, die am Ende eines Abwärtstrends entsteht. Sie wird durch zwei konvergierende, abwärtsgerichtete Trendlinien gebildet. Charakteristisch ist, dass das Momentum nach unten allmählich abnimmt. Die Kursschwankungen werden enger und die Marktteilnehmer zeigen zunehmende Gleichgültigkeit gegenüber weiteren Tiefs. Diese Formation signalisiert, dass der Abwärtstrend an Kraft verliert und ein bullisher Ausbruch nach oben bevorstehen könnte. Das entscheidende Signal entsteht, wenn der Kurs über die obere Trendlinie ausbricht, idealerweise begleitet von steigendem Volumen.

Im gezeigten TTF Gas Dezember-Future lässt sich eine solche bullishe Keilformation erkennen. Seit Juli verläuft der Kurs innerhalb eines abwärts gerichteten Kanals, dessen obere und untere Begrenzungen (rot gestrichelt) sich zunehmend annähern. Die Tiefpunkte um 31 Euro/MWh markieren eine stabile Unterstützungszone, während die Hochpunkte um 33–34 Euro/MWh sukzessive fallen. Bemerkenswert ist das jüngste bullishe Reversal an der unteren Trendlinie, das mit einem deutlichen Anstieg des Volumens und einem Schlusskurs über den mittleren Bollinger Band (32,1 Euro/MWh) einherging. Dies deutet auf ein verstärktes Käuferinteresse hin.

Charttechnisch wäre ein Bestätigungssignal ein Tagesschluss über rund 33 Euro/MWh, was den Ausbruch aus dem Keil und dem letzten Hoch signalisieren würde. In diesem Fall ließe sich ein erstes Kursziel bei 33,5–34 Euro/MWh ableiten, gefolgt von einem zweiten Ziel im Bereich von 35 Euro/MWh. Solange der Kurs oberhalb der Unterstützung bei 31 Euro/MWh bleibt, überwiegt das positive Bild. Ein Fall darunter würde das bullishe Szenario und die Keilformation vorerst negieren.

Der Point & Figure-Chart zu den EUA-Futures (Dez-25) zeigt ein bullishes Bild durch den jüngsten Double-Top-Breakout. In dieser Charttechnik wird nicht die Zeit, sondern ausschließlich das Verhältnis von Kursbewegungen und Umkehrpunkten betrachtet. Der Chart nutzt hier den Schlusskursmodus mit einer Boxgröße von 1 Prozent und einem Reversal-Faktor von 3, eine Struktur, die kurzfristige Schwankungen glättet und nur bedeutende Trendänderungen abbildet.

Ein Double-Top-Breakout entsteht, wenn eine Spalte aus X (steigende Kurse) das vorherige Hoch einer vorangegangenen X-Spalte übersteigt. Im Chart liegt dieser Punkt bei 80 Euro/t CO2. Das Durchbrechen dieser Marke bedeutete, dass die EUA-Bären in der letzten O-Säule an Momentum verloren haben und die CO2-Bullen bereit waren, zu höheren Preisen einzusteigen. 

Zur Kurszielableitung verwendet man im Point & Figure-System meist die vertikale oder horizontale Zählmethode. Die vertikale Zählung misst die Höhe der Ausbruchsformation und projiziert diese nach oben. Im vorliegenden Chart ergibt sich daraus ein Zielbereich um 90 Euro bis 100 Euro/t CO2, was mit früheren Widerstandszonen aus 2023 korrespondiert. Diese Zone ist im Chart grün markiert.

Insgesamt signalisiert das Bild einen intakten Aufwärtstrend, der wieder an Stärke gewinnt. Solange die CO2-Preise oberhalb von etwa 75 Euro/t CO2 verbleiben, bleibt das bullishe Szenario intakt. Erst ein Rückfall unter diese Zone würde das positive Chartbild wieder infrage stellen.

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Die Spotauktion für den 5. November ergab eine Baseload von 93,43 Euro/MWh und eine Peakload von 99,06 Euro/MWh. Die günstigste Viertelstunde lag mittags um 12:00 bei 50,89 Euro/MWh, das Tageshoch wurde um 16:45 mit 167,03 Euro/MWh erreicht. Damit zeigt sich ein klarer Tagesrhythmus mit einem weichen Preistal am späten Vormittag und einer ausgeprägten Abendspitze ab etwa 16:00. Besonders günstig waren die Mittagsviertelstunden, in denen auch die größten Strommengen gehandelt wurden, weil gleichzeitig viel Wind- und Solarstrom ins Netz kam. Am späten Nachmittag steigen die Preise rasch an, wenn die Sonne untergeht und der Bedarf aus Haushalten, Beleuchtung und Industrie hoch bleibt. Insgesamt ist für morgen im Intraday mit moderaten Durchschnittspreisen zu rechnen, allerdings mit möglichen Ausschlägen am Abendpeak.

Am Donnerstag drücken sehr wenig Wind mit einem Durchschnitt von rund 7,4 GW und PV-Spitzen um 27 GW erneut die Mittagsstunden. Die Residuallast liegt im Mittel bei 44 GW und kann bis 56 GW anziehen. Das Preismodell zeigt ein Tagesmittel um rund 120 Euro/MWh bei einer Bandbreite von etwa 70 bis 300 Euro/MWh. Negative Preise sind nicht zu erwarten, größtes Risiko bleibt ein stärkerer Abendpeak, falls Bewölkung die PV schwächt oder die Importlage enger wird.

Am Freitag fällt der Wind weiter auf nur etwa 3,9 GW im Mittel, die PV bleibt ähnlich mit Mittagsmaxima um 26 bis 27 GW. Die Residuallast steigt auf rund 47,6 GW und kann bis 61,1 GW reichen. Das Preismittel erhöht sich auf etwa 140 Euro/MWh, mit einer deutlich steileren Abendrampe bei max. 300 Euro/MWh und erhöhtem Ausschlag-Risiko zwischen 17 und 19 Uhr. Die Mittagsphase bleibt weich, insgesamt wirkt der Tag jedoch straffer als am Donnerstag.

Unsere Einschätzung:

Mittags sorgt die erneuerbare Erzeugung noch für niedrige Preise, trotz Windflaute da der PV-Peak hier ordentlich drückt. Am Donnerstag wird es spürbar fester und am Freitag nochmals straffer mit größerem Risiko für sehr hohe Stunden am frühen Abend.

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Die Aussicht auf einen subventionierten Industriestrompreis ab Januar 2026 hat an den Energiemärkten spürbare Reaktionen ausgelöst. Das Strom Cal 26 Base notiert gegen 15:30 Uhr über 2 Prozent im Plus und testet die wichtige Widerstandszone bei rund 89 Euro/MWh. Am CO2-Markt fällt die Preisreaktion noch deutlicher aus: Der EUA-Dez-25-Future übersprang dynamisch die 80-Euro-Marke und notiert aktuell über 3,5 Prozent im Plus bei 81,40 Euro/t  CO2. Auch das TTF Gas Cal 26 legt über ein Prozent zu, der Anstieg fällt im Vergleich aber moderat aus.

Eingepreist wird offensichtlich eine moderate Wiederbelebung der industriellen Stromnachfrage. Die Bundesregierung plant, ab 2026 einen staatlich subventionierten Industriestrompreis einzuführen. Ein Vorschlag in dem Konzept sieht vor, Preise von den Terminmärkten als Referenzpreis heranzuziehen. Während das Konzept des ehemaligen Wirtschaftsministers Robert Habeck den Spotmarkt als Referenzpreis annehmen wollte, setzt dieser Vorschlag auf den Terminmarkt, um Preisabsicherungen dennoch anzureizen. Der EU-Beihilferahmen (CISAF), lässt allerdings eine maximale Subventionierung auf fünf Cent je Kilowattstunde und maximal 50 Prozent des Verbrauchs der Unternehmen zu. Genau dieser Freiraum soll laut Dena, Epico und Agora ausgereizt werden. Als Empfänger sollen laut Konzeptautoren zudem die sogenannte „Kuebll-Liste“ der EU genutzt werden, in der Unternehmen mit hohem Strombedarf und im internationalen Wettbewerb aufgeführt sind.

Unsere Einschätzung: Der CO2-Markt fungiert erneut als Taktgeber. Das Überschreiten der 80-Euro-Marke löste Anschlusskäufe aus und stützt damit auch die Strompreise. Die Rally dürfte jedoch auch wieder spekulativ getrieben sein („Headline-Trading“), denn ob die Maßnahme reale Nachfrageimpulse erzeugt oder lediglich kurzfristige Entlastung bringt, bleibt vorerst offen. Die EUA-Spekulanten hatten zuletzt zudem bereits rekordhohe Long-Positionen und es stellt sich weiter die Frage, wann Gewinne realisiert werden.

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Laut aktuellen Daten von Gas Infrastructure Europe liegen die Speicher zum Stichtag 29. Oktober 2025 bei 82,8 Prozent der maximalen Kapazität, rund zwölf Prozentpunkte unter dem Vorjahr und damit auf dem niedrigsten Niveau seit 2021.

Der Rückgang signalisiert eine engere Versorgungslage zum Start in die Heizperiode, womit ein Risiko für erhöhten Preisauftrieb im Winter einhergeht. Wir identifizieren folgende Risikoparameter, die es zu beobachten gilt: Ein Speicherabbau über 1,4 TWh pro Tag, ein JKM-TTF-Spread > +2 USD/MMBtu, LNG-Send-outs < 3,5 TWh/Tag oder eine niedrige französische Atomstromverfügbarkeit von < 40 GW gelten als Signale für ein bullishes Marktsentiment. Auch schwache Wasserstände in skandinavischen und alpinen Speicherseen könnten den Gasbedarf im Stromsektor erhöhen. Bei längeren Kaltflauten dürfte es zu Preisspitzen am Gasspotmarkt und auf der Gas-Terminmarktkurve kommen und es ist mit einer erhöhten Volatilität zu rechnen. Auf der Gegenseite wirken strukturelle Nachfragerückgänge, der Ausbau der LNG-Infrastruktur sowie ein steigender Anteil erneuerbarer Energien preisdämpfend. 

Der norwegische Gasnetzbetreiber Gassco hat den Wartungskalender aktualisiert bis Ende 2027. Demnach kommt es im April/Mai 2027 zu größeren Einschränkungen, sowie insbesondere im September 2027. Die Wartungen im September 2027 fallen deutlich größer aus als im September 2026.

Die weltweiten Neubestellungen für LNG-Schiffe sind in den ersten neun Monaten 2025 um mehr als die Hälfte eingebrochen, was auf hohe Preise, regulatorische Unsicherheiten und verzögerte Investitionsentscheidungen zurückzuführen ist. Zudem zeigen die niedrigen Tagescharterraten für LNG-Carrier ein deutliches Überangebot.

Besonders betroffen sind chinesische Werften, die bislang keine LNG-Tanker-Bestellungen verzeichnen konnten, während südkoreanische Werften ihren Marktanteil ausbauen. Trotz des Rückgangs zeigt sich ab dem dritten Quartal 2025 eine vorsichtige Belebung, unter anderem durch neue Aufträge für Bunker- und Floating-LNG-Schiffe. Insbesondere Projekte in den USA, Katar und Mosambik könnten ab 2026 neue Nachfrage nach LNG-Tankern auslösen.

Die schwache LNG-Schiffsnachfrage 2025 signalisiert kurzfristig ein Überangebot im Transportsektor. Kurzfristig kann von niedrigeren Frachtaufschlägen profitiert werden. Mittelfristig könnte es jedoch zu steigenden Raten und Engpässen kommen. Wenn die Frachtkosten wieder steigen, wird dies zu höheren Kosten in der LNG-Kette führen.

Der Einkaufsmanagerindex des Verarbeitenden Gewerbes in China ist im Oktober um 0,8 Punkte auf 49,0 Punkte gefallen. Die Exportaufträge sanken sogar auf 45,9 Punkte (1. Graphik) . Die Zahlen zur Stimmung in der Industrie geben zwar keinen Anlass zur Euphorie. Allerdings sei angemerkt, dass es doch sehr verwundert, weshalb die Analysten im Durchschnitt einen Indexstand in Höhe von 49,6 Punkten erwartet haben. So zeigt die 2. Graphik, dass es mit Ausnahme des Vorjahres in China üblich ist, dass der Oktoberwert gegenüber dem Septemberwert spürbar zurückfällt. Seit 2017 ist dies fast durchgängig der Fall. Dagegen präsentiert sich der Septemberwert in der Regel recht gut. Somit haben wir es hier nach wie vor entweder mit einem Problem bei der Saisonbereinigung zu tun oder mit einem "üblichen" Rückprall auf die guten Zahlen vom Vormonat, wobei wir Variante 1 eindeutig favorisieren.

Fazit: Dass Chinas Wirtschaft und hier insbesondere die Binnenkonjunktur aufgrund des Wohnimmobiliensektors unverändert große Probleme hat, ist zwar unstrittig. Die heutigen Daten zum Einkaufsmanagerindex sind hierfür aber kein „neuer“, besonders besorgniserregender Beleg, dass es konjunkturell nun noch schlechter wird. Vielmehr reiht sich der PMI, der „lediglich seinem „Oktobermuster“ huldigte, in das allgemeine Bild nahtlos ein. Die Rohstoffmärkte sollten sich davon also nicht sonderlich beeindrucken lassen.

Die geopolitischen Auseinandersetzungen um die Klimaschutzmaßnahmen der EU verschärfen sich weiter. So meldeten die USA und Katar zuletzt gemeinsam schriftlich Sorgen, dass die Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) die LNG-Lieferungen nach Europa und deren Wettbewerbsfähigkeit beeinträchtigen könnte, und warnten vor möglichen Einschränkungen künftiger Lieferverträge. Die Diskussion um die Deforestation Regulation (EUDR) und eine globale Schifffahrts-Emissionsabgabe zeigt ebenfalls, dass der EU-Klimaregulierungsrahmen weltweit zunehmend als Handelshindernis wahrgenommen wird. Die Pläne der International Maritime Organisation (IMO) für eine globale Schifffahrts-CO2-Abgabe stießen auf Widerstand der USA. Zudem sieht sich die EU wachsendem Druck wegen ihres Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) ausgesetzt. Vertreter der US-Regierung und Industrieverbände argumentieren, das Instrument, das ursprünglich auf kohlenstoffintensive Güter wie Stahl, Aluminium, Zement und Strom abzielt, könne sich zu einem umfassenderen Zollsystem entwickeln. Parallel dazu verlangt Indien weitere Gespräche über den CBAM im Rahmen der laufenden Handelsverhandlungen.

Für die EU wird es zunehmend schwieriger, zwischen Klimaschutzambitionen und handelspolitischer Realpolitik zu balancieren. Auch die Wettbewerbsfähigkeit gerät zunehmend unter Druck. Entsprechend hat die EU-Kommission ein Reformpaket für das Emissionshandelssystem ETS 2 angekündigt, um Preisschwankungen zu reduzieren und die Planbarkeit zu erhöhen. Laut Kommission sollen bei Preisen über 45 Euro/t CO2 zusätzliche Zertifikate freigegeben werden, um übermäßige Kostensteigerungen in den Anfangsjahren zu verhindern. Geplant sind außerdem vorgezogene Zertifikatsauktionen ab Mitte 2026. Daraufhin reagierte der EU-ETS 2 mit kräftigen Abschlägen. So notierte der EUA2-Dez27-Future am 20. Oktober im Settlement noch bei rund 84 Euro/t CO2 und brach daraufhin bis rund 62,6 Euro/t CO2 ein, ein Rückgang von über 25 Prozent.

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Der Point & Figure Chart für den EUA-Dez-25 Future spricht für eine Fortsetzung der Preisrally im EUA-Markt. Die Überwindung der 80 Euro-Marke würde ein Break-Out-Buy-Signal generieren, womit die Wahrscheinlichkeit eines längerfristigen Aufwärtstrends in Richtung dreistelliger Preisniveaus zunimmt. Die nächsten Kursziele liegen bei 90 Euro/t CO2 und 100 Euro/t CO2. 

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Die heutigen Zahlen zum preis-, saison- und kalenderbereinigten Bruttoinlandsprodukt des Euroraums für das dritte Quartal 2025 hielten ein paar positive Überraschungen bereit. So übertraf der Zuwachs mit einem Plus von 0,2% ggü. Q2 die Erwartungen der Analysten (e: +0,1%). Dabei tat sich neben Spanien (+0,6% qoq) vor allem Frankreich, das in den letzten Wochen sehr viel Kritik sowie Herabstufungen der Rating-Agenturen erdulden musste, mit einem Anstieg um 0,5% unter den ökonomischen Schwergewichten besonders positiv hervor. Einerseits war das spürbare Plus breit angelegt – vor allem der Außenbeitrag steuerte mit 0,9 PP einen merklichen Wachstumsbeitrag bei – und war nicht etwa einem ausufernden Staatskonsum geschuldet, andererseits hat sich die konjunkturelle Taktzahl seit dem vierten Quartal 2024 kontinuierlich erhöht, und zwar von 0,0% auf +0,1%, auf +0,3% und jetzt auf +0,5%. Obwohl Frankreich innenpolitisch große Probleme hat, gelingt es der „Grande Nation“ - ähnlich wie den USA - immer wieder, ökonomisch positiv zu überraschen.

Das Gegenteil ist nach wie vor in Deutschland der Fall. Hier gibt es zwar auch große innenpolitische Probleme, die Wachstumsraten sind aber seit Jahren eine einzige Enttäuschung. Von Juli bis September war das nicht anders. Wie in Italien stagnierte hierzulande das BIP lediglich ggü. dem zweiten Vierteljahr, das bereits mit einem Minus von 0,2% sehr schwach war. Von den berühmten positiven Vorzieheffekten aufgrund der US-Zollpolitik, von denen andere Volkswirtschaften - zum Teil spürbar - profitierten, war hierzulande weder in Q2 noch in Q3 etwas zu sehen. Anhand der Zahlen zum Auftragseingang im Verarbeitenden Gewerbe und der Industrieproduktion, die auf Basis der Monate Juli und August einen merklichen Rückgang ggü. Q2 aufwiesen, war das ernüchternde BIP-Ergebnis allerdings auch keine große Überraschung (Graphik 2). Mit Blick nach vorne könnte dennoch ein wenig Hoffnung aufkommen, hat sich doch das ifo-Geschäftsklima im Oktober überraschend aufgehellt, was auf das Konto der „Geschäftserwartungen in 6 Monaten„ ging. Früher wäre dies vom Gros der Deutschland-Analysten und vom ifo-Institut selbst als fast sicheres Signal für einen bevorstehenden Aufschwung gewertet worden. Mit den vielen Jahren der Enttäuschungen und den schlechten Rahmenbedingungen ist dahinter aber in der heutigen Zeit ein dickes Fragezeichen zu setzen. Die Uneinigkeit in der Regierung, die fehlende Abwertung des Euros, die trotz EZB-Leitzinssenkungen stabilen Zinsen am langen Ende sowie der teure Standort Deutschland gepaart mit der Demographie sprechen eine klare Sprache. Somit muss schon eine Rekordverschuldung herhalten, um mit Mühe und Not im nächsten Jahr wenigstens ein BIP-Plus von prognostiziert gut 1% hinzubekommen, ein Ergebnis, wofür Schweden gerade einmal ein Quartal benötigte (Graphik 1).

Fazit: Für die Finanz- und Rohstoffmärkte spielen ökonomische Entwicklungen in Europa, insbesondere in Deutschland, weiterhin eine untergeordnete Rolle.

Am Freitag den 31.10. erwarten wir deutlich höhere Spotpreise, da der Wind gegenüber den Vortagen stark zurückgeht. Die Windleistung fällt im Tagesmittel auf rund 14 GW, wodurch sich die Residuallast merklich erhöht. Solar bleibt mit etwa 6 GW im Mittel stabil, was die Mittagspreise nur begrenzt dämpfen kann. Entsprechend zeigt die Preisprognose einen Tagesmittelwert um 97 Euro/MWh mit klarer Spitze in den Morgen- und Abendstunden.

Wochenende vom 01.11.-02.11.

Am Samstag entspannt sich die Lage leicht, da der Wind wieder zunimmt und die Last insgesamt niedriger ausfällt. Die Windleistung steigt auf durchschnittlich 22 GW, während die Solarproduktion mit 4 GW etwas geringer ausfällt. Das sorgt in den Mittagsstunden für niedrigere Preise, allerdings bleiben die Nachtstunden noch relativ hoch. Das Modell zeigt ein Tagesmittel um 62 Euro/MWh, wobei vor allem die Mittagsphase durch die hohe EE-Einspeisung geprägt ist. Am Sonntag sinkt die Last weiter, gleichzeitig bleibt der Wind mit rund 14 GW im Mittel stabil. Die geringere Systemlast sorgt für flachere Preisverläufe und weniger ausgeprägte Peaks. Solar ist mit 2 bis 2,5 GW schwach, wodurch die Mittagsstunden nicht mehr so stark entlastet werden. Insgesamt bleibt das Preisniveau ähnlich wie am Samstag, mit einem Mittelwert um 63 Euro/MWh und leicht erhöhten Preisen am frühen Abend.

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Die Technische Analyse des TTF Gas Cal 26 Futures auf Basis von Ichimoku Kinko Hyo (IKH) liefert derzeit ein klar bearishes Gesamtbild. Der Kurs notiert deutlich unterhalb der Wolke (Kumo), was auf einen bestehenden Abwärtstrend hinweist. Auch im Vergleich zur Kijun-Sen (Standard-Line) befindet sich der Kurs darunter, ein Zeichen für kurzfristige Schwäche. Der Chikou Span (Delayed-Line) verläuft ebenfalls unterhalb seiner Referenzkerze, was die bearishe Struktur zusätzlich bestätigt.

Darüber hinaus liegt die Tenkan-Sen (Turning-Line) unter der Kijun-Sen, was den kurzfristigen Abwärtsdruck unterstreicht. Die Wolkenfarbe (Senkou Span A < Senkou Span B) ist rot, womit auch die Zukunftsprojektion von IKH bearish ausfällt. Das Gesamtfazit von IKH zeigt somit eine klare bearishe Dominanz.

Zusammenfassend ergeben sich fünf bearishe Signale ohne bullishe Gegenargumente. Damit lässt sich der Trend als mittel- bis kurzfristig negativ interpretieren. Erst ein nachhaltiger Ausbruch über die Wolke bei etwa 32,8-33 Euro/MWh würde das charttechnische IKH-Bild aufhellen und auf eine mögliche Trendumkehr hindeuten.

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Die heutige Auktion für den Liefertag 30. Oktober ergab eine Baseload von 69,41 Euro/MWh und eine Peakload von 61,81 Euro/MWh. Das Tagesminimum lag bei −0,04 Euro/MWh, das Maximum bei 132,35 Euro/MWh bei einem Handelsvolumen von rund 810.806 MWh. Diese Konstellation steht für spürbaren Druck auf den Day-Ahead-Markt, ausgelöst durch neue, kurzfristig präzisere EE-Prognosen. Noch vor wenigen Tagen war am Markt ein knapperes Windangebot eingepreist.

Wetter- und Erzeugungsentwicklung

Die kurzfristigen Modelle haben die Windprognosen für Donnerstag kräftig nach oben revidiert. Anfang der Woche wurde noch ein Rückgang auf 19 GW im Mittel mit 27,5 GW Maximum erwartet. Aktuell liegt die Erwartung bei rund 32 GW im Tagesmittel und über 42 GW in der Spitze. Der kombinierte EE-Peak aus Wind und Solar steigt damit auf knapp 67,5 GW. In den Mittagsstunden ist folglich mit Überangebot zu rechnen, die Residuallast sinkt dort stark ab und negative Stunden werden wahrscheinlicher.

Ursächlich ist eine Umstellung auf eine südwestliche Strömung mit milder Atlantikluft. Sie bringt tiefdruckgeprägtes, feucht-windiges Wetter und sorgt für überdurchschnittliche Windverhältnisse. Begleitet wird dies von milden Temperaturen, besonders am Wochenende mit rund 5 Grad über dem klimatologischen Mittel, wodurch der thermische Bedarf niedrig bleibt.

Marktreaktion

Die Preisentwicklung der letzten Handelstage zeigt die hohe Sensitivität gegenüber kurzfristigen Prognoseänderungen. Zu Wochenbeginn wurde für Donnerstag noch ein Preisniveau um 110 Euro/MWh mit Spike-Risiken am Abend erwartet. Dieses Bild hat sich innerhalb von drei Tagen komplett gedreht. Mit dem nun erwarteten Windschub wechselte der Markt von Knappheit in Richtung Überangebot.

Der Baseload-Kontrakt für Donnerstag hat seit Montag schrittweise nachgegeben und ist von rund 110 Euro/MWh auf etwa 76 Euro/MWh gefallen. Das spiegelt die täglich nach oben angepassten Windprognosen wider. In der Auktion wurde der Spotpreis anschließend noch niedriger fixiert.

Unsere Einschätzung: Der Markt ist derzeit stark von der Güte der kurzfristigen Wetterprognosen abhängig. Längere Vorläufe enthalten typischerweise einen Risikoaufschlag, der sich erst mit näher rückenden, präziseren Läufen abbaut.

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Laut aktuellem Commitments of Traders-Report der ICE Endex haben die Spekulanten im TTF-Gasmarkt nach zwei Wochen steigender Netto-Long-Positionen nun wieder ihre Netto-Long-Position deutlich reduziert, und zwar um 14,3 TWh auf 46,2 TWh (minus 23,7 Prozent). Dies geschah jedoch nicht durch einen Abbau von Long-Positionen. Diese stiegen im Gegenteil leicht um 1,5 TWh auf 424,5 TWh. Der Rückgang resultierte vielmehr aus einem deutlichen Aufbau der Short-Positionen, die um 15,9 TWh auf 378,4 TWh zunahmen (plus 4,4 Prozent).

Nachdem der parallele Aufbau von Longs und Shorts zuletzt bereits gegen einen klaren bullishen Sentimentwechsel gesprochen hatte, zeigt der erneute und stärkere Aufbau von Short-Positionen, dass die Investmentfonds wieder zunehmend auf die Bärenseite wechseln. Der TTF Gas Cal 26 Future hält sich allerdings weiterhin an der Unterkante seiner Trading Range zwischen rund 33 Euro/MWh und 30,50 Euro/MWh. Der aktuelle spekulative Verkaufsdruck reicht somit bislang nicht aus, um diese markante Unterstützungszone zu durchbrechen, zumal sie für Hedging-Aktivitäten weiterhin attraktiv bleibt.

Hinweis: Dies stellt eine einseitige Interpretation dar und beleuchtet keine weiteren marktbeeinflussenden Faktoren zum Gasmarkt!

Der nachlassende Kaufdruck bei den EUAs und der bislang erfolglose Versuch, die 80-Euro-Marke nachhaltig zu durchbrechen, bestätigt sich auch anhand der jüngsten Daten des Commitments of Traders-Report der ICE Endex. Mit Datenstand 24.10.2025 haben die Investmentfonds in der vergangenen Handelswoche ihre Positionen nur geringfügig angepasst. Die Long-Position sank leicht um 1,1 Mio. t CO2 auf 121,9 Mio. t CO2. Die Short-Position nahm ebenfalls geringfügig ab, um 0,3 Mio. t CO2 auf 28,0 Mio. t CO2. Damit verringerte sich die Netto-Long-Position um 0,9 Mio. t CO2 auf weiterhin hohe 93,9 Mio. t CO2.

Somit bestätigt sich, was auch zuletzt am Preisverlauf erkennbar war: Die Notierungen konsolidieren derzeit volatil seitwärts und für eine klare Richtungsentscheidung fehlen neue Impulse. Aktuell scheinen die „starken Hände“ die Aufwärtsbewegung nicht weiter fortsetzen zu können. Allerdings bleibt zu beachten, dass mit einer Long-Position von 121,9 Mio. t CO2 dem EUA-Markt ein beträchtlicher Teil des Zertifikate-Angebots „entzogen“ ist. Solange diese Positionen nicht abgebaut werden, bleibt das Preisniveau grundsätzlich unterstützt.

Die enge Handelsspanne bleibt somit genau zu beobachten. Ein Anstieg über die 80-Euro-Marke dürfte weiteres Kaufinteresse anziehen. Andererseits sind die Investmentfonds bereits stark auf der Long-Seite engagiert, was bedeutet, dass ein Großteil der spekulativen Nachfrage bereits investiert ist. Der Spielraum für neue Long-Positionen wird geringer, während zugleich das Risiko steigt, dass bei Gewinnmitnahmen größere Verkaufswellen einsetzen. Sollte der Markt drehen (z. B. infolge politischer Signale oder einer makroökonomischen Abkühlung), könnten Fonds ihre Positionen zügig reduzieren. Historisch betrachtet gingen Phasen extremer Netto-Long-Positionen bei Spekulanten häufig Preiskorrekturen voraus – meist nicht unmittelbar, aber „irgendwann“.

Hinweis: Dies stellt eine einseitige Interpretation dar und berücksichtigt keine weiteren marktbeeinflussenden Faktoren im EUA-Markt.

Schon jetzt übertrifft das Jahr 2025 alle bisherigen Jahre bei den Genehmigungen von Windkraftanlagen. Bereits im Oktober liegt die kumulierte Leistung bei fast 16 GW und damit deutlich über dem gesamten Vorjahresniveau. Dieser beschleunigte Ausbau wirkt zunehmend auf den Strom-Spotmarkt. Mit wachsender installierter Windleistung verstärken sich Einspeisespitzen, die kurzfristig die Preise drücken. Gleichzeitig führen unvorhersehbare Wetter- und Prognoseabweichungen zu stärkerer Volatilität. Für Trader bedeutet das, Intraday-Strategien und Forecast-Modelle noch flexibler und reaktionsschneller zu gestalten. Unsere Einschätzung: Der wachsende Anteil erneuerbarer Kapazitäten wird die durchschnittlichen Spotpreise senken und die Volatilität deutlich erhöhen. Dieses Marktumfeld macht datengetriebene Handelsmodelle und schnelle Anpassungsfähigkeit zu entscheidenden Erfolgsfaktoren im Energiehandel.

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Der Gasmarkt bleibt weiterhin in einer komfortablen Versorgungslage. Zum einen hat China trotz der von den USA und der EU verhängten Sanktionen gegen Russlands Arctic-LNG-2-Projekt eine zehnte Lieferung von Flüssigerdgas aus der Anlage erhalten. Laut Daten von Kpler entlud der unter Sanktionen stehende Tanker Arctic Mulan am 17. Oktober eine Ladung am Beihai-LNG-Terminal in der südwestchinesischen Region Guangxi. Darüber hinaus wurde bekannt, dass Chinas Nachfrage nach LNG im Winter voraussichtlich schwach bleiben dürfte. Reichlich Pipelinegas, eine robuste heimische Förderung und alternative Energiequellen wie Kohle und Solar dämpfen den Importbedarf. Die Einfuhren sanken bereits im September um 15 Prozent und seit Jahresbeginn um 17 Prozent. Für 2025 wird nur noch ein Nachfragewachstum von zwei bis drei Prozent erwartet, das vollständig durch inländische und russisch-zentralasiatische Lieferungen gedeckt werden soll.

Diese Einschätzung wird durch jüngste Äußerungen des Exekutivdirektors der Internationalen Energieagentur (IEA), Fatih Birol, untermauert. Birol erklärte, der weltweite LNG-Markt trete derzeit in eine neue Phase ein. Aus dem bisherigen Verkäufermarkt entwickle sich zunehmend ein Käufermarkt, was zusätzlichen Druck auf die Preise ausübe. Zugleich steige der globale Strombedarf infolge des Wachstums von Rechenzentren und der zunehmenden Nutzung von Klimaanlagen so stark wie seit Jahrzehnten nicht mehr. Parallel dazu erlebt die Kernenergie eine Renaissance. Laufzeitverlängerungen bestehender Anlagen, neue Großprojekte und die Entwicklung kleiner modularer Reaktoren (SMRs) könnten künftig einen größeren Anteil an der weltweiten Stromerzeugung übernehmen.

In der Gesamtschau sprechen die derzeitigen Faktoren gegen eine nachhaltige Aufwärtsbewegung am Gasmarkt. Das Überangebot an LNG, die schwache asiatische Nachfrage und die milden Witterungsaussichten bilden zusammen ein Umfeld, das tendenziell preisdämpfend wirkt, auch wenn geopolitische Risiken jederzeit neue Impulse setzen können.

An gleicher Stelle vor einer Woche wurde darauf hingewiesen, dass die Short-Positionen der Investoren („Managed Money“), unser favorisiertes Maß zur Bestimmung von möglichen Wendepunkten, an der ICE auf Rohöl Brent per 14. Oktober mit 157.635 Kontrakten ein so hohes Niveau erreicht hat, dass eine Gegenbewegung im übergeordneten Abwärtstrend wahrscheinlich sei. Diese ist in der KW43 eingetreten. Auf Wochensicht legte das schwarze Gold um 4,35 USD bzw. 7,1 Prozent auf 65,69 USD je Fass zu. Gut, nun dürfte der eine oder der andere Leser den berechtigten Einwand anführen, dass es mit den Sanktionen der USA gegen zwei Ölfirmen aus Russland (Lukoil und Rosneft), die für eine tägliche Förderung von gut 5 Mio. Fass pro Tag stehen, einen entsprechenden Auslöser hierfür gab, der letzte Woche noch nicht absehbar war. Das ist zweifellos richtig. Eines Auslösers für eine spürbare Reaktion an den Finanzmärkten bedarf es zwar immer. Ähnliche Auslöser lösen aber nicht immer ähnliche Preisreaktionen hervor. Nicht selten ist nach einer Meldung in den Wirtschafsnachrichten die Überraschung groß, dass bspw. die entsprechende Aktie genau das Gegenteil von dem vollzieht, was zu erwarten gewesen wäre. Marktkommentatoren sprechen dann häufig von „Sell on good news“ oder ähnliches „talking the market“. So hätte es auch dieses Mal sein können, ist doch der weltweite Erdölmarkt allen namhaften Analysen zu Folge mit dem laufenden Quartal bis weit in 2026 hinein mehr als ausreichend versorgt. Die Sanktionen der USA von letzter Woche hätten also auch verpuffen können.

In diesem Fall war jedoch das Feld für einen spürbaren Anstieg der Rohölpreise bestellt. So haben die Spekulanten laut der Daten der ICE vom Freitag ihre Short-Positionen auf sage und schreibe 197.868 Kontrakte ausgebaut. Das ist der höchste Wert seit es die Datenreihe gibt (2011). Die Daten umfassen den Zeitraum bis zum 21. Oktober, was auch für die unten gezeigte Graphik gilt. Bis dahin notierte Rohöl Brent lediglich bei reichlich 61,0 USD je Fass.  Erst am Mittwoch schoss mit der Meldung aus den USA das schwarze Gold merklich nach oben, wobei sich die dynamische Bewegung am Donnerstag fortsetzte. Erst die Kombination aus extremer Positionierung und für die Investoren „ungünstiger“ Nachrichten machte dies möglich. Ein Faktor alleine wäre dazu nicht imstande gewesen. So gesehen muss die seit letzter Woche zu beobachtende Aufwärtsbewegung von Brent noch nicht das Ende der Fahnenstange gewesen sein, denn es dürfte noch einige Zeit dauern, bis die Positionierung, die übrigens auch in der Netto-Betrachtung erheblich ist, wieder einigermaßen als neutral einzustufen ist.

Der europäische Gasmarkt verzeichnet im bisherigen Verlauf des Monats Oktober einen spürbaren Anstieg der Gasnachfrage im Stromsektor. In Deutschland lag der Anteil von Gas an der Stromerzeugung bis zum 23. Oktober bei 15,0 Prozent, nach lediglich 9,7 Prozent im gleichen Zeitraum im September. Der Maximalwert erreichte 15,3 GW gegenüber 11,5 GW im Vormonat. Im Vergleich zum Vorjahr zeigt sich ebenfalls ein Anstieg: Im Oktober 2024 betrug der Gasanteil im gleichen Zeitraum nur 8,0 Prozent bei einer Spitzenleistung von 10,4 GW.

Der gestiegene Gasverbrauch führte zu verstärkten Ausspeicherungen, wodurch die Speicherstände auf aktuell 82,8 Prozent in der EU und 75,4 Prozent in Deutschland sanken. Im Vorjahr lagen die Werte noch bei 95,3 Prozent beziehungsweise 97,8 Prozent. Sollte eine Kälteperiode einsetzen, könnten die Vorräte rasch unter Druck geraten. Trotz ausreichender LNG-Kapazitäten bleibt der Markt damit sowohl wetter- als auch geopolitisch sensibel. Europa ist auf stabile LNG-Lieferungen aus den USA und Katar angewiesen – ein Aspekt, der vor dem Hintergrund der Debatte um das EU-Nachhaltigkeitsgesetz (CSDDD) an Bedeutung gewinnt. Hinzu kommt das Risiko möglicher US-Sanktionserweiterungen, die bei einer Ausweitung auf den Gasmarkt zu erneuten Preissprüngen führen könnten.

Die heutige EPEX Spot Auktion für den Samstag, 25. Oktober, brachte erneut sehr niedrige Strompreise und setzt damit die Serie günstiger Wochenendpreise fort. Der durchschnittliche Day Ahead Preis (Baseload) liegt bei 11,22 Euro/MWh, was im Vergleich zu den Wochentagen nochmals eine Entlastung darstellt. Der Markt bleibt weiterhin geprägt von einer hohen Windeinspeisung, die über den gesamten Tag zu einer flachen Preisstruktur führt.

Auffällig ist, dass es keinen klassischen Morgenpeak gibt, die Last bleibt über Nacht niedrig und stabil, während das Windangebot konstant hoch bleibt. Über viele Stunden hinweg bewegen sich die Preise im niedrigen, teils auch leicht negativ in den frühen Morgenstunden. Erst am späten Abend ziehen die Preise etwas an, wenn die Windleistung zurückgeht.

Der Tages Peak liegt bei rund 66 €/MWh, während die günstigsten Stunden zwischen 00:20 und 08:00 Uhr mit Preisen nahe 0 €/MWh gehandelt wurden, ohne tiefe negative Ausreißer, da die PV Einspeisung einfach zu schwach ist.

Ausblick: Sonntag und Montag

Für den Sonntag (26.10.) rechnen die Modelle erneut mit sehr günstigen Preisen, da die Windproduktion ab 6 Uhr nochmals zunehmen wird und erst gegen Abend leicht fällt. Die durchschnittliche Erzeugung aus Wind und Solar liegt bei rund 48,6 GW, der prognostizierte Baseload Preis im Day Ahead Markt bei etwa -1,8 €/MWh. Längere Phasen mit negativen Preisen sind vor allem in den Nacht und Vormittagsstunden wahrscheinlich, da die Residual Last zeitweise deutlich unter Null fällt, sollten aber nicht deutlich unter minus 5 Euro/MWh fallen.

Ab Montag (27.10.) verändert sich die Lage, der Wind wird sukzessive abnehmen, die Prognosen erwarten eine durchschnittliche Windeinspeisung von etwa 36,6 GW bei Spitzen um 45 GW. Gleichzeitig steigt die Netzlast mit Beginn der Arbeitswoche wieder deutlich an. Damit ist ein Anstieg der Spotpreise auf rund 60 Euro/MWh zu erwarten. Das Preisniveau bleibt moderat, da weiterhin eine stabile EE Einspeisung vorhanden ist und keine Engpasssituation droht.

Im Wochenverlauf KW 44 dürfte der Wind weiter nachlassen. Ab Mittwoch tendieren die Werte in Richtung des langjährigen Mittels von rund 15 GW Windleistung. In der Folge werden deutlich höhere Preise erwartet, die sich wieder stärker am saisonalen Durchschnitt orientieren. Der Markt reagiert derzeit sehr sensibel auf Windschwankungen, Prognosefehler von wenigen Gigawatt können zu erhöhter Volatilität im Day Ahead und Intraday Handel führen.

BNetzA sieht keine Marktmanipulation während Dunkelflauten 2024

Die Bundesnetzagentur hat gemeinsam mit dem Bundeskartellamt die Preisspitzen im November und Dezember 2024 untersucht und keine Hinweise auf Marktmanipulation oder missbräuchliche Kapazitätszurückhaltung gefunden. Die Ausschläge waren fundamental getrieben, weil sonnen und windarme Wetterlagen auf hohe Nachfrage trafen. In solchen Stunden wird die Last überwiegend von teureren, steuerbaren Kraftwerken gedeckt, die nach Einschätzung der Behörde weitgehend im Einsatz waren, und die Versorgungssicherheit war durch Reserven und Regelenergie jederzeit gewährleistet. Aus der Analyse folgt der Bedarf an mehr steuerbaren Kapazitäten und an umfassender Flexibilisierung auf Erzeugungs, Speicher und Nachfrageseite, um Preisextreme zu dämpfen. Geeignete Maßnahmen sind Investitionen in kurzfristig abrufbare Leistung sowie effizientere Intraday Prozesse, wobei Batteriespeicher zwar zentral für Minuten bis Stundenflexibilität bleiben, in längeren Dunkelflauten jedoch kein Allheilmittel sind, weil sie per Saldo Strom verbrauchen.

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Der Strom Cal 26 Base Future befindet sich aktuell in einer spannenden charttechnischen Ausgangslage. Im Kursverlauf hat sich in den vergangenen Wochen ein aufsteigendes rechtwinkliges Dreieck ausgebildet, eine Formation, die häufig als Fortsetzungsformation innerhalb eines bestehenden Aufwärtstrends seit Mitte August interpretiert wird. Diese Struktur signalisiert eine zunehmende Kaufbereitschaft, während gleichzeitig die Verkaufsbereitschaft an der klar definierten Widerstandszone bei 88,70 Euro/MWh regelmäßig zunimmt. 

Die obere Begrenzung des Dreiecks verläuft im Bereich von 88,70 bis 89,07 Euro/MWh. Ein Ausbruch über diese Zone hätte aus technischer Sicht einen bullischen Charakter. In diesem Fall würde ein prozyklisches Kaufsignal generiert, das ein theoretisches Anschlussziel von rund 5 Euro/MWh aktiviert. Bis zum Ausschöpfen dieses maximalen Kurspotenzial rückt zunächst die psychologisch relevante Marke von 90 Euro/MWh in den Fokus, gefolgt vom Maihoch bei 91,44 Euro/MWh. Sollte die Aufwärtsdynamik anhalten, wäre im weiteren Verlauf ein Anstieg bis zum Junihoch bei 94,04 Euro/MWh denkbar.

Das positive Szenario bleibt jedoch nur intakt, solange die steigende untere Begrenzung des Dreiecks intakt bleibt. Diese verläuft aktuell bei 86,63 Euro/MWh und fungiert als entscheidende Unterstützung. Ein Rückfall unter dieses Niveau würde die Formation auflösen und das technische Bild eintrüben. In diesem Fall wäre mit einer Korrektur in Richtung der letzten Tiefs bei 85,50 und 84 Euro/MWh zu rechnen.

Unsere Einschätzung: Insgesamt deutet die aktuelle Konstellation darauf hin, dass der Markt in einer Konsolidierungsphase vor einem möglichen Ausbruch steht. Ein nachhaltiger Anstieg über die Widerstandszone 88,7-89,07 Euro/MWh würde den bestehenden Aufwärtstrend bestätigen und neue Impulse für weitere Kurssteigerungen liefern. Stromhändler sollten die genannten Schlüsselmarken aufmerksam beobachten, da sie über die Richtung der nächsten Bewegungsphase entscheiden könnten.

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Die heutige Day-Ahead-Auktion für Freitag, den 24. Oktober, markiert den ersten Werktag im Oktober mit negativen Preisen seit Einführung der 15-Minuten-Zeitschritte. Der Markt preist ein Überangebot aus Wind konsequent ein: Baseload 32,32 Euro/MWh, Peakload 42,38 Euro/MWh, Tagesminimum −0,02 Euro/MWh (13:00 bis 14:30 Uhr), Tagesmaximum 88,96 €/MWh. Parallel dazu zieht das geclearte Volumen deutlich an: 909.101 MWh für den Liefertag, +14 Prozent gegenüber Donnerstag. Innerhalb des Tages konzentriert sich die Liquidität auf die EE-Spitze: Zwischen 12 und 18 Uhr werden im Schnitt 10.953 MWh/h gehandelt, rund 24 Prozent mehr als am Abend (Ø 8.851 MWh/h). Der statistische Fingerabdruck passt: Preis und Volumen sind mittags nahezu perfekt gegenläufig. Negativ wurde es stündlich zwischen 13:00 und 15:00 (−0,01 Euro/MWh). In den Viertelstunden erstreckte sich der Null- und Negativbereich von 12:00 bis 15:00 Uhr. Spiegelbildlich dazu stehen sehr günstige Nachtstunden von 01:00 bis 05:00 Uhr mit einem Mittel von 5,42 Euro/MWh.

Treibende Kraft ist der Wind. Für Freitag werden 45 GW im Tagesmittel und bis 47,7 GW in der Spitze erwartet. Die Photovoltaik liefert zur Mittagszeit bis 14,2 GW, im Mittel jedoch nur 3,5 GW. Damit fällt die Residual-Last zeitweise in den einstelligen Gigawatt-Bereich (Tagesmittel ~9 GW) bei einer Gesamtnachfrage um 58 GW. Das ist genau das Setting, in dem die Merit-Order die Angebotskurve nach rechts schiebt, das Volumen anzieht und den Preis bis unter Null drückt. Am Abend kehrt sich das Bild um: Mit abflauender PV und steigender Residual-Last normalisieren sich die Preise in einem Band um 65 bis 75 Euro/MWh.

Unsere Einschätzung: Für Betrieb und Handel ist die Botschaft klar, Flexibilitäten monetarisieren. Batterien, Power-to-Heat und andere Power-to-X-Anlagen sollten die Mittagsstunden systematisch besetzen, denn gerade an kühlen Tagen lässt sich so günstige Wärme erzeugen und zugleich EE-Überschuss netzdienlich aufnehmen. Mit dem windreichen Freitag erleben wir eine markante Rückkehr zu günstigen Spotpreisen. Das ist ein Vorbote des kommenden Wochenendes, das durch noch höhere Windleistungen weniger Last und sehr niedrige Spotpreise geprägt sein wird.

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Der europäische Gasmarkt steht erneut unter geopolitischem Druck. Mit dem 19. Sanktionspaket hat die EU beschlossen, Importe von russischem LNG bereits ab Anfang 2027 vollständig zu untersagen, also ein Jahr früher als ursprünglich geplant. Die Maßnahme unterstreicht den politischen Willen, sich rascher von russischer Energie zu lösen, verschärft jedoch zugleich die Unsicherheiten für die mittel- bis langfristige Versorgungslage. Zwar hat der Anteil russischen Gases im europäischen Energiemix in den vergangenen zwei Jahren deutlich abgenommen, doch bleibt Moskau ein Faktor, der durch politische Gegenmaßnahmen oder gezielte Lieferumlenkungen die Märkte beeinflussen könnte.

Parallel dazu verschärfen die USA ihren Sanktionskurs gegen russische Ölimporte und drängen asiatische Partner, ihre Energiebeziehungen zu Russland zu reduzieren. Eine mögliche Verdrängung asiatischer Käufer würde die globale Angebotslage zusätzlich verengen, sollte Russland sein Flüssigerdgas nicht mehr oder nur in geringeren Mengen verkaufen können. Europa stünde dann in noch direkterer Konkurrenz um flexible LNG-Mengen, insbesondere in Phasen hoher asiatischer Nachfrage. Aktuell ist zwar nur der Ölmarkt betroffen, doch bei ausbleibenden Fortschritten im Friedensprozess in der Ukraine wäre eine Ausweitung auf den LNG-Markt denkbar.

Insgesamt bleibt das Preisumfeld anfällig für politische Schocks. Der vorgezogene Ausstieg erhöht die Marktvolatilität und rückt die geopolitische Komponente des Gaspreises wieder stärker in den Vordergrund. Wie stark sich ein Angebotsrückgang im Jahr 2027 auswirkt, hängt auch von den Speicherständen über den kommenden Winter ab. Entsprechend reagierte nicht nur das kurze Ende der Gas-Terminmarktkurve. Der TTF Gas Cal 27 Future stieg im Tageshoch auf 29,53 Euro/MWh, nach einem Vortagesschlusskurs von 28,99 Euro/MWh. Zwar hat sich der Markt nach der ersten starken Reaktion etwas beruhigt, doch erscheint ein Rückfall unter 30 Euro/MWh beim TTF Gas Cal 26 nun weniger wahrscheinlich.

Am TTF Gas Spotmarkt bildet sich seit Monaten eine "Rounding-Bottom-Formation" aus. Diese Formation, auch „Untertassenformation“ genannt, ist ein charttechnisches Muster, das typischerweise am Ende eines längeren Abwärtstrends entsteht und eine allmähliche Trendwende nach oben signalisiert. Sie kennzeichnet sich durch eine sanft gerundete Bodenbildung im Kursverlauf. Ein “Rounding-Bottom” kann also eine Trendwende von bearish zu bullish einleiten. Für Gashändler ist sie ein technisches Frühwarnsignal für steigende Preise und ein Anlass, bestehende Absicherungs- und Beschaffungsstrategien kritisch zu prüfen und ggf. in Richtung Long-Positionierung zu drehen. Solange sich der Preis jedoch innerhalb der “Untertasse” bewegt, bleibt der Markt träge und kann auch noch über längere Zeit seitwärts verlaufen. Ein voreiliger Kauf ist daher eher riskant. Sinnvoll ist es, den tatsächlichen nachhaltigen Ausbruch über die Nackenlinie der Formation bei rund 34 Euro/MWh abzuwarten.

Die aktuelle Positionierung der Investmentfonds im TTF-Gasmarkt zeigt eine erneute Zunahme der spekulativen Long-Engagements, begleitet von einem Aufbau auf der Short-Seite. Laut dem jüngsten CoT-Report per 17.10. stiegen die Long-Positionen gegenüber der Vorwoche um rund 22,1 TWh (plus 5,5 Prozent) auf 423,0 TWh, während die Short-Seite um 15,8 TWh (plus 4,6 Prozent) auf 362,5 TWh anwuchs. Daraus ergibt sich eine Netto-Long-Position von 60,5 TWh, was einem Plus von 6,3 TWh bzw. 11,6 Prozent entspricht.

Der Abbau der Netto-Long-Position ist beendet und die Spekulanten haben nun die zweite Woche in Folge die Netto-Long-Position wieder erhöht. Allerdings werden parallel auch Short-Positionen aufgebaut, was gegen eine klare bullishe Haltung am TTF-Gasmarkt spricht. Der gleichzeitige Anstieg beider Seiten (Long und Short) deutet darauf hin, dass Absicherungsaktivitäten insgesamt zunehmen, ein klarer Sentimentwechsel ist noch nicht ersichtlich.

Der TTF Gas Cal 26 Future befindet sich seit Mitte August in einer Trading Range zwischen aufgerundet 33 Euro/MWh auf der Ober- und 30,50 Euro/MWh auf der Unterseite. Diese Konsolidierung spiegelt sich auch bei den CoT-Daten wieder. Der Preisanstieg am Dienstag nach dem Test der Unterstützungsmarke bei 30,50 Euro/MWh unter einem hohen Handelsvolumen spricht dafür, dass auf dem Preisniveau sowohl Hedging-Aktivitäten als auch spekulative kurzfristige Long-Positionen eingegangen wurden. Insgesamt spiegeln die Daten eine abwartende Marktphase wider.

Hinweis: Dies stellt eine einseitige Interpretation dar und beleuchtet keine weiteren marktbeeinflussenden Faktoren zum Gasmarkt!