Am Donnerstag legte insbesondere der TTF-Gasmarkt deutlich zu, während die EUAs leicht verloren. Das Strom Frontjahr Base schloss nahezu unverändert. Die Aussicht auf unterdurchschnittliche Temperaturen mit geringem Windaufkommen im Januar treibt die Gaspreise an. Dies stützte auch den Strom Frontmonat Base. Zum Zeitpunkt der Erstellung dieses Marktberichts am Donnerstagabend gab es noch keine Ergebnisse vom EU-Gipfel, auf dem um die Verwendung der eingefrorenen russischen Vermögenswerte geht. Chinas Zolldaten brachten derweil einen überraschenden Anstieg der LNG-Importe im November zum Vorjahresmonat hervor, was allerdings mit Vorsicht zu interpretieren ist.

China-LNG im November: Zollanstieg auch echte physische Nachfrage?

Die chinesischen LNG-Importdaten für November 2025 zeigen auf den ersten Blick ein widersprüchliches Bild. Auf Basis der chinesischen Zolldaten (GACC) werden LNG-Importe von rund 6,94 Mio. t ausgewiesen, was ein Anstieg von 13,6 Prozent zum Vorjahresmonat entspricht. Gleichzeitig beziffert Kpler die physischen LNG-Ankünfte in China im November 2025 jedoch nur auf 5,97 Mio. t. Zudem lagen die Kpler-Importe im November 2024 mit 6,24 Mio. t höher als im aktuellen November, was auf einen jahresbezogenen Rückgang der tatsächlichen Anlandungen hindeutet. Hierbei ist zu beachten, dass die Zolldaten LNG im Zeitpunkt der Verzollung und statistischen Verbuchung darstellt, während Kpler physische Ankünfte und Entladungen abbildet. Gerade zum Winterbeginn kommt es in China regelmäßig zu Verzögerungen zwischen Ankunft, Lagerung (inklusive Floating Storage) und formeller Abfertigung. Ein Teil des in den Zolldaten ausgewiesenen November-Volumens dürfte daher physisch bereits im Oktober angekommen oder erst im Dezember entladen worden sein. Die höhere Zollzahl signalisiert somit nicht zwingend eine stärkere Nachfrage im November, sondern kann zu einem erheblichen Teil ein Timing-Effekt sein.

Unsere Einschätzung: Die Entwicklung ist vorsichtig zu interpretieren. Entscheidend für den Preiseffekt ist die physische chinesische LNG-Nachfrage, nicht die statistische Verbuchung. Da Kpler für November 2025 einen Rückgang der Ankünfte gegenüber dem Vorjahr zeigt, ist die unmittelbare Signalwirkung für Europa eher neutral bis leicht bearish und würde in das bisherige Jahresbild der chinesischen LNG-Nachfrage passen. Erst wenn sich die höheren Zollzahlen in den kommenden Monaten klar in steigenden physischen Ankünften und verstärkten chinesischen Spotkäufen widerspiegeln, wäre dies bullish zu werten.

Größter israelischer Gasexportvertrag stärkt Energiekooperation mit Ägypten

Israel hat einem großen Exportabkommen zugestimmt, das die Lieferung von Erdgas im Wert von rund 35 Milliarden US-Dollar aus dem Leviathan-Feld nach Ägypten bis 2040 vorsieht. Darüber berichten verschiedene Medien. Die Vereinbarung mit Chevron, NewMed und Ratio soll Ägypten helfen, seine Energiekrise zu bewältigen, nachdem die heimische Gasproduktion seit 2022 rückläufig ist. Die israelische Regierung erhofft sich durch den Deal regionale Stabilität, während Chevron nun in die Erweiterung des Gasfeldes investieren will. Insgesamt sollen etwa 130 Milliarden Kubikmeter Gas geliefert werden.

‍Unsere Einschätzung: Die Erweiterung des Gasfeldes wird das weltweite Gasangebot weiter erhöhen und ist daher langfristig bearish für den Gasmarkt. Ägypten war zuletzt vom Exporteur zum Importeur geworden, hatte aber häufig mit Finanzierungsproblemen zu kämpfen. Dies dürfte sich durch das Projekt entschärfen.

Weniger Ausfallrisiko bei französischer Kernenergie

Der französische Energieversorger EDF hat den Reaktor Golfech 2 mit einer Leistung von 1,3 GW von der Liste jener Anlagen gestrichen, die wegen Spannungsrisskorrosion von längeren Ausfällen bedroht sind. Damit verbleibt nur noch Flamanville 2 auf der Liste möglicher Langzeitstillstände im Jahr 2026. Golfech 2 soll nach Inspektionsarbeiten Ende Dezember wieder ans Netz, während Flamanville 2 voraussichtlich Mitte Juni 2026 in Betrieb geht. ‍Seit dem 31. Oktober finden hier geplante Wartungen statt. Langfristig plant EDF zudem den Bau von sechs neuen Kernkraftwerken für maximal 72,8 Milliarden Euro, deutlich mehr als die ursprünglich veranschlagten 51,7 Milliarden Euro. Die Reaktoren sollen mit einer Gesamtkapazität von 10 GW ältere Anlagen ersetzen. EDF will durch serielle Bauweise die Kosten pro Reaktor um etwa 30 Prozent senken und die Bauzeit auf 70 Monate reduzieren. Eine finale Investitionsentscheidung wird bis Ende 2026 erwartet, mit der ersten Inbetriebnahme im Jahr 2038.

Unsere Einschätzung: Die Sorgen vor einer Wiederholung der französischen Kernkraftkrise aus dem Jahr 2022 hat sich nicht bewahrheitet. Damit können die französischen KKW zuverlässig in die Bresche springen, falls in Deutschland bedingt durch mögliche Windflauten Engpässe auftreten. Zumindest kann dies dazu beitragen, Preisspitzen abzumildern. Ob die langfristige Planung der neuen Reaktoren so eingehalten wird, bleibt abzuwarten. Denn insbesondere bei Kernkraftwerken kam und kommt es häufig zu Verzögerungen und Verteuerungen. Dies zeigt allein der Anstieg der veranschlagten Kosten im Vergleich zur ursprünglichen Planung.

Strom-Spotauktion durch erhöhtes Windaufkommen unter Druck

Die Day-Ahead-Auktion für Freitag, den 19. Dezember, ergab 70,07 Euro/MWh Baseload. Die Preise reichen von rund 3 bis 108,95 Euro/MWh, bei etwa 895 GWh Gesamtvolumen. Nach hohen Baseload-Preisen am Dienstag und Mittwoch sanken die Spotpreise ab Donnerstag bereits spürbar. Am Donnerstag stützte wieder zunehmende Windeinspeisung das Angebot. Für Freitag zeigte der Forecast zuletzt eine höhere Windeinspeisung mit rund 27 GW und Spitzen bis gut 35 GW, ergänzt durch eine PV-Produktion von etwa 3 GW im Mittel und bis knapp 14 GW zur Mittagszeit.

Am Samstag liegt die Windeinspeisung noch relativ niedrig bei rund 7 GW im Mittel, während die PV zur Mittagszeit auf knapp 12 GW ansteigt. Entsprechend bleiben die Preise erhöht, mit einem prognostizierten Tagesmittel von knapp 100 Euro/MWh und deutlichen Abendspitzen. Am Sonntag erholt sich der Wind, sodass die Preise mit einem Tagesmittel um 80 Euro/MWh liegen dürften.

Weitere Meldungen:

Jänschwalde A geht zum Jahresende aus dem Markt

Zum Jahreswechsel geht das Braunkohlekraftwerk Jänschwalde A (500 MW) aus dem Markt und wechselt in die Sicherheitsbereitschaft. Der Standort bleibt auch aus einem anderen Grund wichtig für den Energiemarkt: Der Betreiber Leag baut in Jänschwalde einen 4000 MW-Batteriespeicher. Nach Abschluss des Genehmigungsverfahrens soll die Grundsteinlegung für den bisher wohl größten Batteriespeicher in Deutschland im zweiten Quartal nächsten Jahres erfolgen. Die Inbetriebnahme ist für Ende 2027/Anfang 2028 vorgesehen.