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Das unterseitig aufgelöste rechtwinklige Dreieck beim TTF Gas Cal 26 lieferte ein Abschlagspotenzial bis auf rund 28,4 Euro/MWh (siehe Chart). Das Kursziel wurde am Montag mit einem Tagestief bei 28,39 Euro/MWh erreicht.

Die aktuelle Kältephase hält noch bis zum Ende dieser Woche an, erst zum Start der Kalenderwoche 49 zeichnet sich eine Wetterentspannung ab. Bis Donnerstag, 27. November, fallen die Temperaturen noch einmal auf etwa ein Grad Celsius, anschließend steigen sie von Tag zu Tag leicht an. Das bedeutet für diese Woche aufgrund der höheren Heizlast nochmals eine angespanntere Lage für die europäischen Gasspeicher. Ab Montag oder Dienstag der Kalenderwoche 49 liegt der Wochenschnitt bei rund sechs Grad Celsius und damit ungefähr ein Grad über dem Klimamittel.

Langfristig deuten die jüngsten EC Prognosen auf einen etwas wärmeren Dezember hin, insgesamt leicht über dem langjährigen Mittel, was den Frontmonat Gas in den vergangenen Tagen entsprechend gedrückt hat. Noch in der Vorwoche waren die Langfristprognosen für den Dezember deutlich kühler und teils unter dem langjährigen Mittel, daher ist die jüngste Aufwärtsrevision bemerkenswert. Solche volatilen Prognoseergebnisse werden uns voraussichtlich den gesamten Winter begleiten und erschweren das Einpreisen.

Beim Wind erwarten wir am Dienstag und Mittwoch nur rund fünf Gigawatt und damit eine spürbar geringere Einspeisung. Danach steigen die Werte in Richtung des langjährigen Mittels von etwa achtzehn Gigawatt, zum Wochenende folgt voraussichtlich ein kurzer Rückgang auf etwa zwölf Gigawatt. In Kalenderwoche 49 rechnen wir mit anhaltend zwanzig bis fünfundzwanzig Gigawatt, was die deutschen Stromspotpreise spürbar entlasten und die Gasbilanz über eine sinkende Residuallast unterstützen dürfte.

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Trotz westlicher Sanktionen gegen Russland wegen des Kriegs in der Ukraine setzt das LNG-Projekt Arctic LNG 2 seine Produktion fort. Ein weiteres Flüssigerdgas-Schiff wurde Mitte November beladen, womit sich die Gesamtzahl der in diesem Jahr verschickten Lieferungen auf 14 erhöht. Alle bisherigen Transporte gingen an das LNG-Terminal Beihai in Südchina. Das Projekt ist auf eine Jahreskapazität von knapp 20 Millionen Tonnen ausgelegt und wird weiterhin von Unternehmen mit Sitz in Moskau betrieben.

TotalEnergies-Chef Patrick Pouyanne warnt davor, dass Europa bei Flüssigerdgas nicht in eine neue Abhängigkeit von den USA geraten dürfe, nachdem es sich zunehmend von russischem Gas löst. Derzeit stammen rund 40 Prozent der europäischen LNG-Importe aus den USA, mit steigender Tendenz unter Druck der US-Regierung. Pouyanne betont die Notwendigkeit diversifizierter Lieferquellen, um Preisspitzen und geopolitische Risiken zu vermeiden.

ExxonMobil hat die Force-Majeure-Klausel für sein LNG-Projekt Rovuma in Mosambik aufgehoben, nachdem sich die Sicherheitslage in der Region verbessert hat. Damit kann das Unternehmen die Projektentwicklung wieder aufnehmen und 2026 eine finale Investitionsentscheidung treffen. Geplant ist eine Jahreskapazität von 18 Millionen Tonnen, mit Inbetriebnahme Anfang der 2030er-Jahre.

Unsere Einschätzung: Die aufgeführten Meldungen beschreiben die derzeitige Lage am Gasmarkt. Sollte China weiterhin stärker auf russische Gaslieferungen setzen, verschärft sich das mögliche Überangebot und entlastet den globalen LNG-Markt. Allerdings besteht mit dem steigenden US-Anteil der europäischen LNG-Importe auch eine hohe Abhängigkeit, worauf der TotalEnergies-CEO zurecht hinweist. Aktuell steigen die Henry Hub-Preise stark an. Sollte sich dies auf die LNG-Exporte auswirken, wäre Europa unmittelbar betroffen. Auch die langfristige Perspektive birgt Ungewissheiten. Die geplanten Projekte müssen erst einmal (pünktlich) umgesetzt werden.

Angesichts von unterdurchschnittlichen Temperatur- und Windprognosen für den morgigen Freitag ziehen auch die Strom-Spotpreise teils kräftig an. Nach einem Durchschnittspreis von 125,99 Euro/MWh und einer Preisspitze bei 198,3 Euro/MWh am Donnerstag steigen die Preise für Freitag auf 146,48 Euro/MWh im Baseload und einer Preisspitze bei 313,3 Euro/MWh an.

In den kommenden Jahren ist weiterhin eine Angebotsflut auf dem globalen Gasmarkt zu erwarten, getrieben durch den massiven Ausbau der LNG-Kapazitäten weltweit. Diese Expansion ist eine direkte Nachwirkung der jüngsten Gaskrise: Als Europa 2022 schockartig russisches Pipelinegas ersetzen musste und die Preise auf Rekordniveaus stiegen, löste dies einen Investitionsboom in Verflüssigungsprojekten aus. Regierungen und Firmen rund um den Globus, voran die USA, aber beispielsweise auch Katar und Kanada, gaben zahlreiche neuer LNG-Exportterminals in Auftrag, gestützt durch Europas abrupte Nachfrage und politische Unterstützung.

Ab 2026 dürfte das LNG-Angebot steil ansteigen. Aktuell befinden sich weltweit über 170 Millionen Tonnen (Mt) Jahreskapazität im Bau, was die globale Produktion bis 2030 um rund 42 Prozent gegenüber 2022 erhöhen könnte. Bereits 2026 sollen etwa 44 Mt neues LNG auf den Markt kommen, ein Zuwachs von über 10 Prozent binnen eines Jahres, der dem gesamten Jahresverbrauch Südkoreas entspricht. Mit weiteren Projekten ab 2027, darunter Katars North Field Expansion, die die nationale Kapazität von 77 auf 126 Mt erhöht, entsteht ein Szenario deutlicher globaler Überversorgung. Laut BloombergNEF dürfte das LNG-Angebot von 2027 bis 2030 jährlich über der Nachfrage liegen. Das Weltwirtschaftsforum erwartet bis 2030 einen Überschuss von etwa 63 Mt.

Für Produzenten ist ein solches Überangebot problematisch. Ohne ein kartellähnliches Instrument wie die OPEC im Ölmarkt fehlt im LNG-Sektor die Möglichkeit koordinierter Angebotssteuerung. Die Produzentenlandschaft ist fragmentiert, ein Mix aus staatlichen Unternehmen und privaten, häufig börsennotierten Akteuren, was gemeinsame Produktionskürzungen praktisch ausschließt. Aufgrund der hohen Kapitalintensität von LNG-Projekten werden viele Anbieter selbst in einem überversorgten Markt weiter produzieren, um Fixkosten zu decken. In der Folge werden bereits Projektverzögerungen über 2030 hinaus diskutiert, um den Markt nicht vollständig zu überfluten.

Auswirkungen auf den europäischen Gaspreis

Für Europa als Endabnehmer deutet sich auf Basis dieser Entwicklungen ein struktureller Wandel an. Die Großhandelspreise waren in den vergangenen Jahren extrem volatil und erreichten im August 2022 zeitweise über 300 Euro/MWh, nach Niveaus unter 20 Euro/MWh vor 2021. Mit dem erwarteten LNG-Überangebot ab 2026 sollte sich diese Ausnahmesituation weiter entspannen. Ein Preisniveau von etwa 30 Euro/MWh wäre eine deutliche Entlastung gegenüber der Krise, markiert jedoch kein vollständiges Zurück zu den sehr niedrigen Preisen der 2010er-Jahre. LNG bleibt teurer als Pipelinegas aus unmittelbarer Nachbarschaft, was einen strukturellen Preisboden setzt.

Europa steht damit vor einem „neuen Normal“: Gaspreise, die deutlich niedriger und stabiler sind als während der Krise, aber höher als im Jahrzehnt davor. Ein Käufermarkt bedeutet allerdings nicht, dass Risiken verschwinden. Kurzfristig können Faktoren wie eine extreme Kälteperiode in Europa, den USA oder Asien trotz globalem Überangebot zu temporären Preissprüngen führen, wenn viele Akteure gleichzeitig auf Spot-LNG zugreifen. Auch geopolitische Ereignisse oder Produktionsstörungen können die Preise zeitweise anheben.

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Die europäische Gasmarktlage zeigt sich zum Winterauftakt bemerkenswert entspannt. Obwohl die europäischen Gasspeicher in diesem Jahr relativ früh in die Ausspeicherphase übergegangen sind, blieb das Tempo der Entnahmen im Vorjahresvergleich zuletzt deutlich moderater. Selbst schwächere Windeinspeisungen und kühlere Temperaturen hatten keine nennenswerte Beschleunigung ausgelöst. Hintergrund bleibt das robuste Angebot: Europa profitiert aktuell von stabilen Pipelineflüssen aus Norwegen sowie hohen LNG-Importen, die den unmittelbaren Bedarf an Speichergas deutlich reduzieren. Die aktuelle und kommende Woche soll deutlich kühler und windärmer ausfallen. Dies wirkt sich auf Basis der Daten bis Montag, den 17. November, deutlich auf die Ausspeicherung aus. Bemerkenswert ist dabei aber, dass insbesondere der TTF Gas Frontmonat heute trotz der Wetterprognosen deutlich im Minus geschlossen hat (minus 1,8 Prozent).

Unsere Einschätzung: Die Aufwärtsrisiken für den europäischen Gasmarkt haben eigentlich zugenommen. Die aktuelle Kaltwetterphase bei schwächeren Windeinspeisungen wirkt sich preisstützend auf die Energiemärkte aus, das „Sudden Stratospheric Warming“-Event (SSW) scheint bereits begonnen zu haben. Dass die Notierungen dennoch fallen, ist ein bearishes Signal, da die Versorgungslage offensichtlich so komfortabel ist. Sollte sich dies trotz der nun höheren Ausspeicherungen der nächsten Tage weiter bestätigen, könnte dies weiteren Verkaufsdruck auslösen.

Die CoT-Daten der ICE Endex per 14.11.2025 zeichnen weiterhin ein bearish gefärbtes Bild für den TTF-Gasmarkt. Die Investmentfonds bewegen sich weiter in Richtung einer nahezu ausgeglichenen bzw. leicht negativen Netto-Position. Zwar haben die Fonds ihre Long-Bestände nochmals auf 449,9 TWh ausgeweitet (plus 10,4 TWh), doch die Short-Seite wurde mit einem Zuwachs von 19,0 TWh auf 434,3 TWh deutlich stärker erhöht. Dadurch fällt die Netto-Position spürbar zurück und liegt nur noch bei rund 15,6 TWh (Minus 8,7 TWh). Der Long-Aufbau wirkt damit eher taktischer Natur, getragen von potenziellen Winterrisiken.

Dieses Bild fügt sich nahtlos in die fundamentale Lage ein. Die Versorgungssituation bleibt komfortabel, und obwohl die jüngsten Wetterprognosen etwas kühlere Temperaturen andeuten, reicht diese Revision bislang nicht aus, um die strukturelle Schwäche des Marktes grundsätzlich infrage zu stellen. Vor diesem Hintergrund erscheint es plausibel, dass die Investmentfonds die Short-Seite weiter bevorzugen und sich damit der Flat- bzw. Netto-Short-Position annähern. Zugleich signalisiert die fortgesetzte Erhöhung der Long-Seite, dass die Fonds trotz bearishen Grundtons die Möglichkeit kurzfristiger winterbedingter Preisspitzen nicht ignorieren.

Dass der Markt trotz des insgesamt bearishen CoT-Bildes weiterhin oberhalb der Zone um 30 Euro/MWh (TTF Gas Cal 26) notiert, bestätigt dieses ausgewogene Positionierungsbild. Die Marke bleibt eine starke Unterstützung, getragen von Absicherungsinteressen und fortbestehenden Unsicherheiten im Hinblick auf den Winterverlauf. Der jüngste Short-Aufbau zeigt zwar, dass Spekulanten eher auf die Unterseite blicken, doch der parallele Long-Aufbau verdeutlicht ebenso, dass sie sich nicht in Richtung eines beschleunigten oder trendartigen Abwärtsszenarios positionieren.

In der Gesamtschau bleibt der TTF-Markt aus Sicht der Investmentfonds bearish bis neutral ausgerichtet. Die Short-Seite dominiert, doch die anhaltenden Long-Zuflüsse sprechen gegen die Erwartung stark fallender Preise. Der Markt bleibt damit in einem engen, von Fundamentaldaten geprägten Umfeld, in dem wesentliche Impulse vor allem von Wetter- und Angebotsentwicklungen ausgehen dürften.

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

Die CoT-Daten der ICE-Endex per 14.11.2025 bestätigen eine spürbare Wiederaufnahme der Aktivität auf der Investmentfondsseite, nachdem in der Vorwoche sowohl Long- als auch Short-Positionen leicht rückläufig waren. Die Fonds erhöhten ihre Long-Bestände nun wieder deutlich und weiteten sie auf 131,6 Mio. EUA aus (plus 7,2 Mio. EUA). Parallel dazu wurde auch die Short-Seite moderat auf 30,0 Mio. EUA ausgebaut (plus 2,8 Mio. EUA). Trotz dieser gegenläufigen Bewegung dominiert weiterhin klar der Long-Impuls, sodass die Netto-Position auf rund 102 Mio. EUA steigt und damit den seit Wochen bestehenden bullishen Grundton erneut bestätigt.

Die CoT-Daten stützen damit das aktuelle konsolidierende Marktbild. Der Ausbau der Long-Positionen zeigt, dass die Investmentfonds am übergeordneten Aufwärtstrend festhalten. Gleichzeitig signalisiert die Zunahme der Short-Positionen, dass einige Marktteilnehmer taktisch agieren, sei es zur Absicherung der jüngsten Kursgewinne oder zur Positionierung für kurzfristige Gegenbewegungen. Entscheidend bleibt jedoch die Zunahme der Netto-Long-Position, die das strukturelle Long-Bias der Fonds nochmals stärkt.

Auch die jüngsten politischen Äußerungen, die tendenziell eher als milder Gegenwind für den CO2-Markt zu interpretieren sind, etwa im Zusammenhang mit möglichen Anpassungen in der industriepolitischen Förderung, haben an der Haltung der Fonds nichts geändert. Dass sie trotz dieser Signale an ihrer dominanten Long-Ausrichtung festhalten, unterstreicht die robuste bullishe Grundhaltung. Der parallele Short-Aufbau zeigt jedoch, dass die Fonds das Risiko der aktuellen Konsolidierungsphase nicht ignorieren.

Insgesamt bleibt der EUA-Markt aus Sicht der Investmentfonds klar nach oben ausgerichtet. Die hohe Netto-Long-Position bietet weiterhin eine solide Unterstützung für das bestehende Preisniveau. Zwar bleibt die Fortsetzung der zuvor dynamischen Rally vorerst aus, doch der bullishe Grundton der Fonds ist unverändert intakt.

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

Management Summary

• Geplante CBAM-Benchmark-Senkungen: Die EU-Kommission will die Emissionsbenchmarks für den CO2-Grenzausgleich (CBAM) ab 2026 reduzieren. In Sektoren wie Zement, Stahl, Aluminium, Düngemittel und Wasserstoff sollen die Grenzwerte teils über 30 Prozent unter bisherigen Prognosen liegen, um die Industrie zu entlasten und Carbon Leakage zu vermeiden.

• Marktreaktion (EUA-Preis): Der EUA-Markt reagierte nervös auf die Aussicht höherer kostenloser Zuteilungen. Der EUA-Preis rutschte zeitweise unter 80 Euro/t CO2, stabilisiert sich am Dienstagvormittag aber wieder oberhalb der psychologischen 80-Euro-Marke und der intakten Aufwärtstrendgerade seit Mitte August bei aktuell 79 Euro/t CO2.

• Internationale Perspektive: Bei der COP30 betont die EU, CBAM sei kein einseitiges Instrument. Dennoch kritisieren China, Indien und andere Schwellenländer den Mechanismus als Verstoß gegen das „gemeinsame, aber differenzierte“ Klimaprinzip. Entwicklungsstaaten fordern im UN-Rahmen eine Bewertung solcher Maßnahmen. Gleichzeitig planen Länder wie Großbritannien und Norwegen eigene CO2-Grenzausgleiche. Die Debatte verdeutlicht den schmalen Grat zwischen Klimaschutzambition und handelspolitischen Spannungen.

EU senkt CBAM-Benchmarks zum Schutz der Industrie

Ein geleakter Entwurf sieht teilweise deutlich niedrigere CBAM‑Benchmarks vor im Vergleich zu den Übergangswerten der ersten CBAM-Phase, die sektor- und produktbezogen differenzieren (Quelle: Carbon Pulse). Die neuen ETS-Benchmark-Entwürfe für 2026–2030 zeigen einen geringeren Rückgang der Emissionsintensität als erwartet, was zu einer höheren kostenlosen Zuteilung von Zertifikaten für die Industrie führen könnte. Analysten von BloombergNEF senkten daraufhin ihre EUA-Preisprognosen, da bis zu 481 Millionen Tonnen CO2 kostenlos zugeteilt werden könnten, deutlich mehr als in früheren Szenarien. Andere Analysten wie Energy Aspects sehen jedoch keine wesentliche Veränderung ihrer Prognosen und erwarten weiterhin einen durchschnittlichen Preis von 103 Euro/t CO2 im Zeitraum 2026-30. Die EU-Kommission bestätigt mit dem Entwurf einen ETS-konformen Ansatz ohne zusätzliche CBAM-Verschärfungen, was die Befürchtungen einer zu strengen Auslegung zerstreut. Für Importeure steigt der Druck dennoch, Emissionsdaten offen zu legen, da ansonsten hohe CBAM-Kosten drohen, besonders in emissionsintensiven Branchen und Ländern mit kohlenstoffreicher Stromerzeugung. Die finale Entscheidung 2026 ist vorgesehen, mit rückwirkender Anwendung ab 2026.

Die sektoralen Auswirkungen lassen sich wie folgt zusammenfassen:

• Im Zementsektor liegen die Emissionsintensitäten für grauen Klinker bei rund 0,693 tCO2e/t und damit etwas unter den bisherigen Übergangswerten, während Weißklinker mit etwa 0,957 tCO2e/t deutlich höhere Werte aufweist, was vor allem auf höhere Prozessemissionen und eine zuvor fehlende Differenzierung zurückzuführen ist.

• Im Wasserstoffsektor fallen die Benchmarks auf etwa 6,84 tCO2e/t und damit deutlich unter die bisherigen Werte von 10 bis 11 tCO2e/t

• Der Düngemittelsektor zeigt die stärksten Rückgänge bei Ammoniak, Salpetersäure, Harnstoff, Ammoniumnitrat und Verbunddüngern: Die Übergangswerte von 1,0 bis 1,7 tCO2e/t werden durch die neuen Benchmarks klar unterschritten

• Im Eisen- und Stahlsektor sinken die Emissionsintensitäten über alle Herstellungsverfahren deutlich.

- Für das Hochofen-BOF-Verfahren liegen die ETS-Benchmarks für CBAM nun bei 1,4 bis 1,7 tCO2e/t gegenüber früheren Übergangswerten von 2,2 bis 2,8 tCO2e/t

- DRI/EAF-Verfahren erreichen Werte von 0,9 bis 1,2 tCO2e/t statt der bisherigen 1,3 bis 1,6 tCO2e/t

- Schrott-basierte EAF-Verfahren bleiben mit 0,21 bis 0,40 tCO2e/t im Rahmen der bisherigen Annahmen bleiben.

- Im Aluminiumsektor liegen die Übergangswerte für primäres Aluminium weiterhin bei über 16 tCO2e/t, bedingt durch die Berücksichtigung indirekter Stromemissionen.

EUA-Markt unter Druck durch erwartete Gratiszertifikate

Die Diskussion um deutlich niedrigere Benchmarks könnte zu einer höheren kostenlosen Zuteilung im EU-ETS 1 ab 2026 führen, was die Nettokaufnachfrage nach EUAs dämpfen würde. Der EUA-Preis rutschte daraufhin zeitweise unter die Marke von 80 Euro/t CO2. Charttechnisch bleibt die 80-Euro-Marke eine wichtige psychologische Unterstützungsmarke, die am Dienstagvormittag wieder überschritten wird. Aufgrund des intakten Aufwärtstrends werden Kursrücksetzer von den Marktteilnehmern weiterhin als Kaufgelegenheit wahrgenommen werden („Buy the Dip“). Bei 79 Euro/t CO2 verläuft zudem der intakte Aufwärtstrend seit Mitte August. Hier befindet sich auch die Nackenlinie einer potenziellen Doppeltop-Formation (78,91 Euro/t CO2).

Globale Reaktionen: Zwischen Akzeptanz und Widerstand

Auf internationaler Bühne verteidigt die EU den CBAM als notwendigen Schritt und betont auf der COP30, das Instrument solle Teil einer multilateralen Lösung werden. Doch große Schwellenländer wie China und Indien kritisieren diesen Alleingang scharf: Er beschneide ihre politische Autonomie und verletze das Pariser Prinzip der „gemeinsamen, aber unterschiedlichen Verantwortlichkeiten“. Indien fordert etwa eine Ausnahme für seine Exporte. Dieses Ansinnen wird Brüssel aber voraussichtlich ablehnen, was neues Konfliktpotenzial birgt.

Zugleich formiert sich eine breitere Front von Entwicklungs- und Schwellenländern, die im UNFCCC ein Forum zur Bewertung unilateraler CO2-Maßnahmen verlangen. Afrikanische Vertreter sprechen von einem Paradoxon: CBAM fördere zwar globale Dekarbonisierung, belaste aber rohstoffbasierte Volkswirtschaften. Sie drängen daher auf Flexibilität und Unterstützung.

Währenddessen folgen andere Industrienationen dem EU-Beispiel: Großbritannien und Norwegen planen eigene CO2-Grenzausgleichssysteme, weitere Länder ziehen ähnliche Schritte in Betracht. Viele Beobachter sehen darin einen Trend: Die CO2-Intensität von Produkten könnte bald ein entscheidender Wettbewerbsfaktor sein. Selbst Kritiker im globalen Süden räumen ein, dass CO2-Grenzabgaben langfristig kommen dürften, pochen jedoch auf eine faire Umsetzung.

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Die Day-Ahead-Auktion für Dienstag, den 18. November, schloss mit einem Baseload von 101,97 Euro/MWh und einem Peakload von 114,48 Euro/MWh. Die teuerste Viertelstunde lag in der ausgeprägten Abendspitze kurz nach 17 Uhr bei rund 164,6 Euro/MWh. Die Preisspanne reicht insgesamt von gut 77 Euro/MWh in den schwachen Nachtstunden bis zur genannten Spitze am frühen Abend. Erzeugungsseitig steht ein solides EE-Niveau mit im Mittel rund 21,5 GW Wind und 3 GW PV mit Spitzenwerten von etwa 23 GW Wind und 14 GW PV gegenüber, sodass die Residuallast zwischen etwa 24 und 48 GW schwankt und insbesondere am Morgen und Abend deutlich anzieht. Das gehandelte Volumen liegt mit rund 835 GWh auf einem typischen Werktagsniveau mit weniger Erneuerbaren, strukturell prägen ein leichtes Mittagstief und eine markante Abendspitze den Verlauf.

Für Mittwoch, D+2, zeigen die Forecasts etwas weniger Wind bei mittelmäßiger PV-Produktion. Last und Residuallast bleiben in etwa auf dem Niveau von Dienstag, sodass sich ein leicht höherer Baseload von rund 110 Euro/MWh ableiten lässt. Am Donnerstag, D+3, ist mit etwas mehr Wind, aber tendenziell geringerer PV-Einspeisung zu rechnen. Die Residuallast bewegt sich erneut in einer ähnlichen Spanne, was ebenfalls auf einen Baseload von etwa 110 Euro/MWh hindeutet. Insgesamt rechnen wir an beiden Tagen mit einer Fortsetzung des aktuellen Preisniveaus mit typischen Morgen- und Abendspitzen, jedoch ohne offensichtliche strukturelle Ausreißer.

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Dies gilt ebenso für das europäische Wetter. Die neue Temperaturprognose zeigt für diese Woche deutlich kühlere Bedingungen mit einem Tiefpunkt um den 22. November bei etwa 0 Grad, was kurzfristig mehr Heizbedarf und zusätzliche Ausspeicherung aus den europäischen Gasspeichern signalisiert. Im Verlauf der Kalenderwoche 48 steigen die Temperaturen dann deutlich auf ein Niveau von etwa 5 bis 6 Grad, insgesamt wurde diese Woche gegenüber der Vortagsrechnung leicht nach oben korrigiert. Energy Weather sieht für die Kalenderwochen 47 und 48 einen deutlichen Rückgang der stratosphärischen Winde und damit eine gestörte Zirkulation. Dadurch resultiert ein Blocking auf dem Atlantik, das Europa einen kurzfristigen Kaltlufteinbruch bringen kann. Für die Kalenderwoche 48 deuten die Modelle auf eine zunehmende Tiefdruckaktivität hin. Auch in Kalenderwoche 49 könnte sich erneut ein Blocking aufbauen, diesmal weiter östlich bei UK oder über Zentraleuropa, wodurch das Risiko für eine Dunkelflaute in diesem Zeitraum steigen würde. Auch die Windprognose bleibt für KW 47 unter dem langjährigen Mittel, signalisiert jedoch keine kritischen Einspeisewerte. Die Solarprognose liegt im Grundniveau weitgehend in der Nähe des Klimamittels, allerdings wurden die Leistungsspitzen für diese Woche nach unten angepasst. Dadurch fällt die Entlastung in den Mittagsstunden schwächer aus als bislang erwartet.

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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.

US-Erdgasfutures haben ein Achtmonatshoch erreicht, getragen von einem frühen Kälteeinbruch und kräftigen LNG-Exportflüssen. Kurzfristig deutet die Wetterlage auf erhöhte Heiznachfrage hin, bevor eine erwartete Milderung die Dynamik wieder abschwächen könnte. Die Auslastung der US-LNG-Terminals bleibt hoch und dürfte weiter zulegen, was die Exportseite stützt.

Unsere Einschätzung: Kurzfristig neutral bis leicht bullish bei Kühlerer Witterung in Nordwesteuropa (KW47) und weniger US-LNG können dies die Preise stützen. Lässt der Wetterimpuls rasch nach, eher neutral.

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!