TradingUpdate

Aufgrund der steigenden LNG-Abhängigkeit steht der europäische Gasmarkt vor einem strukturellen Risiko, das in seiner Tragweite unterschätzt wird. Während der TTF-Gaspreis aufgrund milder Witterung, starker LNG-Importe und schwacher asiatischer Nachfrage auf das Preisniveau aus Februar 2024 gefallen ist, hat sich der US-Gaspreis Henry Hub seit Mitte Oktober um 80 Prozent verteuert und notiert auf dem höchsten Stand seit Dezember 2022. Der Spread ist für den Januar-Future auf rund 4,7 US-Dollar/MMBtu oder 13,8 Euro/MWh geschrumpft. Dies ist ein Niveau, bei dem erste US-LNG-Kontrakte bereits unwirtschaftlich werden. Verschärfend kommt hinzu, dass laut Kpler-Daten ein erheblicher Teil der europäischen LNG-Versorgung über Spotverträge erfolgt, was die Anfälligkeit für kurzfristige Angebotsverknappungen erhöht (siehe Abbildung). Zu beachten ist in dem Zusammenhang, dass die australische Regierung eine Überarbeitung der Gasmarktregeln plant, die voraussichtlich ab 2026 stärkere Priorität für die Versorgung des heimischen Ostküstenmarkts vorsehen könnte, was LNG-Exporte einschränken würde. Ziel der Reform ist es, Versorgungssicherheit und faire Preise im Inland zu gewährleisten, ohne bestehende Exportverträge zu verletzen.

Unsere Einschätzung: Der jüngste Preisrückgang bei TTF Gas könnte zum Boomerang werden. Das politische Risiko von US-Exportrestriktionen wird unterbewertet. Sollte der Spread weiter fallen oder politischer Druck auf die Trump-Administration wachsen, könnten US-LNG-Exporte administrativ gedrosselt werden. Die "Affordability"-Krise vor den Midterm-Wahlen 2026 macht dieses Szenario realistischer als viele annehmen.

Die Benchmark-Gaspreise in den USA (Henry Hub) und Europa (TTF) nähern sich immer weiter an, weil Rekordmengen an LNG über den Atlantik geliefert und damit das Überangebot in Nordamerika sowie Engpässe in Europa gleichzeitig entschärft werden. Die amerikanischen Henry-Hub-Futures liegen Anfang Dezember bei rund 5 US-Dollar/MMBtu und damit deutlich über dem Tief vom März 2024, obwohl die US-Gasspeicher weiterhin über dem Zehnjahresdurchschnitt gefüllt sind. In Europa sind die TTF Gas Futures auf etwa 28 Euro/MWh und damit auf den niedrigsten Stand seit 20 Monaten gefallen, obwohl die EU-Gasspeicher unter dem langjährigen Mittel liegen und zum Ende des Winters 2025/26 vermutlich ein sehr niedriger Füllstand droht.​

Anlagen noch nicht an der Kapazitätsgrenze

Treiber der Konvergenz sind steigende US‑LNG‑Exporte und stark wachsende LNG‑Importe in Europa, wobei beide Seiten ihre Anlagen noch nicht voll ausgelastet haben. Die Hedgefonds setzen darauf, dass der Preisabstand weiter schrumpft. Sie haben Positionen im TTF Gasmarkt an der ICE Endex massiv abgebaut und sind von Long auf Netto‑Short gedreht, in Erwartung fallender EU‑Gaspreise und steigender US‑Preise, zumal ab 2026 zusätzliche US‑Exportkapazitäten hinzukommen sollen.

Politisch könnte es kritisch werden

Dennoch regt sich politischer Widerstand in den Gas-Exportländern, wie bspw. Australien. Das Land steht kurz vor der Veröffentlichung einer Gasmarkt‑Überprüfung, die insbesondere LNG‑Exporte von der Ostküste einschränken könnte. In Betracht gezogen wird ein Modell, bei dem LNG‑Exporteure zuerst den heimischen Markt beliefern müssen, bevor zusätzliche Mengen exportiert werden dürfen.

Auch in den USA könnte es politisch kritisch werden. Rekordhohe US-LNG-Exporte kollidieren mit einer Kältewelle und die steigenden Energiekosten in Amerika stellen Trump vor ein politisches Problem. Höhere Inflationsraten und daraus resultierende steigende Zinsen wird Trump nicht zulassen und ggf. schneller intervenieren, als wir uns vorstellen können.

Die neuen Läufe wurden für das kommende Wochenende und die Folgewoche leicht nach unten revidiert. Zur Wochenmitte liegen die Temperaturen dennoch deutlich über dem langjährigen Mittel, mit Spitzen bis rund fünf Grad Celsius darüber. Langfristig zeigen die EC-Läufe vom 9. Dezember zunächst sehr milde Aussichten. Ab dem 12.12. folgt eine Abkühlung auf etwa 5 bis 6 Grad Celsius, mit dem Tiefpunkt um den 16. und 17. Dezember nahe dem Klimamittel bei rund 3 Grad Celsius. Ab dem 20. Dezember erholen sich die Temperaturen wieder auf etwa 6 Grad Celsius. Insgesamt bleibt das Grundniveau überdurchschnittlich, bei zunehmender Unsicherheit in der zweiten Monatshälfte.

Beim Wind weisen die neuen Läufe spürbare Abwärtsrevisionen gegenüber gestern auf, besonders um den 12. Dezember. Dort sinkt die prognostizierte Windeinspeisung auf nahe 5 GW und markiert den Tiefpunkt der Periode. Danach steigt die Einspeisung bis Mitte der kommenden Woche allmählich in den Bereich normaler Werte, mit etwa 15 bis 16 GW und rund  21 GW am 18. bis 20. Dezember. Zum Monatsdrittel flacht die Kurve erneut ab, mit Rückgängen auf ungefähr 12 GW am 23. Dezember.

Fazit: Die anhaltend hohen Temperaturen dämpfen den Heizbedarf. Zusammen mit hohen Zuflüssen aus Norwegen sowie einem ordentlichen LNG-Angebot dürften sich die deutschen Gasspeicher deutlich langsamer entleeren. Herausfordernd bleibt Freitag, der 12.12., ein Werktag mit sehr niedriger Erneuerbaren-Einspeisung, der preislich nach oben ausschlagen kann. Allerdings sollten Frankreichs Exportangebot preisdämpfend entgegenwirken.

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Nach der Serie von Wirtschafsdaten aus Deutschland, die seit Freitag täglich veröffentlicht wurden, kann gesagt werden, dass die deutsche Industrie überraschend robust ins laufende Vierteljahr gestartet ist. So expandierte der Auftragseingang im Oktober saison- und preisbereinigt um 1,5% zum Vormonat, wobei das Inland mit einem Plus in Höhe von 9,9% (Sonstige Fahrzeuge: +87,1% zum Vormonat) allein hierfür verantwortlich zeichnete. Das Ausland gab dagegen 4,0% weniger Bestellungen auf als im September. Da der Überhang aus dem Vorquartal bereits +1,2% betrug, wird mit dem Oktoberwert der Gesamtindex des Auftragseingangs aus Q3 aktuell um 2,7% überboten. Bei der Industrieproduktion stand sogar ein Zuwachs in Höhe von 1,8% ggü. Vormonat zu Buche. Da jedoch die statistische Mitgift auf dem dritten Quartal leicht negativ war, steht derzeit in Q4 lediglich ein Anstieg um 1,2% zu Buche. Auch die Warenausfuhr konnte mit einem, wenn auch leichten Plus in Höhe von 0,1% zum Vormonat gefallen, wohingegen der Rückgang der Importe um 1,2% das insgesamt positive Gesamtbild ein wenig trübte. Nichtsdestotrotz erhöhte sich dadurch der Außenbeitrag, so dass derzeit auch vom Außenhandel ein positiver Impuls auf das BIP in Q4 ausgeht.  

Bewertung: So überraschend positiv die Zahlen zur deutschen Industrie im Oktober auch waren, mit Blick nach vorne muss bezweifelt werden, dass nach Jahren der Stagnation bzw. des Niedergangs (siehe Graphiken) nun ein robuster Aufschwung im Produzierenden Gewerbe einsetzen wird. Dafür sind sowohl die finanziellen als auch die politischen Bedingungen nicht gegeben. Zudem weisen die Stimmungsbarometer für November ebenfalls in diese Richtung. Das energieintensive Gewerbe ist dabei besonders betroffen, hier ist keinerlei Belebung zu erkennen. Von dieser Seite geht also weiterhin kein Impuls auf die fossilen Energieträger aus. Ein Blick auf die Graphik zu den „EU-BIP-Prognosen“ rechts unten verdeutlicht zudem, dass die Perspektiven für 2026 vom Gros der Analysten derzeit negativer beurteilt werden als diejenigen für 2025, wo ab Mai sukzessive Aufwärtsrevisionen der BIP-Entwicklung erfolgten. Bleibt zu hoffen, dass die USA, China, und Indien auch im nächsten Jahr so viel Schwung entwickeln, dass die Wirtschaften Europas und Deutschlands zumindest vom Ausland konjunkturell profitieren können.

Der November 2025 brachte am deutschen Day-Ahead-Strommarkt deutlich höhere Preise als der Vormonat. Das Monatsmittel lag bei rund 102 Euro/MWh und damit spürbar über dem Oktober-Niveau von 84,51 Euro/MWh. Hauptursache war eine Reihe windarmer Phasen bei zugleich saisonbedingt steigender Last. Besonders an Werktagen ohne ausreichende Windeinspeisung stiegen die Preise deutlich an, während windreiche Abschnitte an Wochenenden zu vergleichsweise niedrigen Preisniveaus führten. Insgesamt zeigte sich der Monat ausgesprochen volatil, mit einer klaren Differenz zwischen hohen Werktags- und niedrigeren Wochenendpreisen.

Preisextreme und fehlende Negativpreise

Der teuerste Tag war Dienstag, der 25. November, mit einem durchschnittlichen Tagespreis von 220,52 Euro/MWh. Die stärkste Preisphase fiel in die Abendstunden, als um 17 Uhr der Day-Ahead-Preis mit 373,31 Euro/MWh seinen Monatshöchstwert erreichte. Auslöser dieser Preisspitze war eine kleine Dunkelflaute mit sehr geringer Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen bei gleichzeitig hoher Nachfragelast an einem kalten Werktag. Bereits am Folgetag entspannten sich die Marktbedingungen etwas, der Tagesmittelpreis fiel am 26. November auf etwa 161 Euro/MWh, blieb damit aber weiterhin deutlich über dem Monatsdurchschnitt. Den Gegenpol bildete Samstag, der 1. November, mit dem niedrigsten Tagesmittelpreis von 47,63 Euro/MWh. An diesem nachfrageschwachen Wochenende sorgte kräftiger Wind dafür, dass die Preise über weite Strecken im einstelligen Euro-Bereich lagen. Negative Preise traten im gesamten November nicht auf. Nach den 48 Negativ-Stunden im Oktober blieb die Zahl der Stunden mit negativen Preisen im Jahr 2025 damit unverändert bei 573. Die jahreszeitlich geringere PV-Einspeisung verhinderte, dass selbst an sehr windstarken Tagen so hohe Überschüsse wie im Sommer entstanden und reduzierte damit die Häufigkeit extremer negativer Mittagspreise.

Volatile Einspeisung der erneuerbaren Energien

Der Monat war von einem stark schwankenden Beitrag der erneuerbaren Energien geprägt, insbesondere durch Wind, während die Last im Zuge der kühleren Witterung zunahm. Photovoltaik spielte aufgrund der kurzen Tage und der häufig bewölkten Witterung nur noch eine untergeordnete Rolle. Die Windeinspeisung zeigte dagegen ein ausgeprägtes Auf und Ab. Auf Tage mit sehr hoher Winderzeugung folgten teils mehrtägige Flauten. Besonders deutlich wurde dies am Wochenende 8. und 9. November. Wind- und Solaranlagen lieferten zeitweise kaum noch 5 Gigawatt Leistung, obwohl der Bedarf bei rund 55 Gigawatt lag. Laut Fraunhofer ISE sank die kombinierte Stromerzeugung aus Wind und Solar am 9. November auf unter 100 GWh am Tag, nachdem zu Wochenbeginn am 3. und 4. November noch über 500 GWh aus erneuerbaren Energien erzeugt worden waren. Konventionelle Kraftwerke mussten diese Lücke schließen und deckten am 9. November über 80 Prozent der Stromerzeugung, mehr als 750 GWh von insgesamt 934 GWh. Der Preiseffekt dieser kleinen Dunkelflaute wurde durch die im Vergleich zu Werktagen niedrigere Wochenendlast etwas abgemildert.

Gegen Monatsende kam es zu einem erneuten markanten Umschwung. Nach einer windreicheren Phase am 22. und 23. November, in der die Tagesmittelpreise bis auf etwa 71 Euro/MWh am Sonntag zurückgingen, folgte ab dem 24. November eine ausgeprägte Kälte- und Windflaute. Sinkende Temperaturen ließen die Nachfrage steigen, gleichzeitig sorgte ein umfangreiches Hochdruckgebiet für sehr geringe Windeinspeisung. Diese Kombination aus hoher Last an einem Werktag und geringer Erzeugung aus erneuerbaren Quellen mündete direkt in die bereits erwähnte Preisspitze vom 25. November mit nahezu 400 Euro/MWh in der abendlichen Spitzenstunde. Die Bundesnetzagentur stellte in diesem Zusammenhang heraus, dass selbst derartige extrem niedrige Einspeisungen aus Wind und Sonne derzeit kein Versorgungsrisiko darstellen. Kurzfristige Flauten können nach ihrer Einschätzung durch europäische Stromverbünde, flexible Reservekraftwerke, Speicher und Lastmanagement beherrscht werden. Gleichwohl blieb im November 2025 sehr deutlich erkennbar, wie stark der Strommarkt inzwischen von den jeweils vorherrschenden Wetterlagen bestimmt wird.

In den Wochenmitteln zeigt sich der Preistrend des Novembers deutlich. Nach rund 95 Euro/MWh in den Kalenderwochen 45 und 46 stieg das Niveau in Kalenderwoche 47 auf etwa 105 Euro/MWh und erreichte in Kalenderwoche 48 mit rund 124 Euro/MWh den Monatshöchstwert. In der zweiten Novemberhälfte lagen die deutschen Strompreise an mehreren Tagen auch im europäischen Vergleich hoch. Größere ungeplante Ausfälle im Ausland wurden jedoch nicht gemeldet. Frankreich stand mit hoher Verfügbarkeit seiner Kernkraftwerke über weite Strecken als Exporteur zur Verfügung und wirkte dadurch preisdämpfend. Dadurch blieb der strukturelle Druck auf die hiesigen Preise begrenzt, auch wenn schwache Erneuerbare im Inland zu vereinzelten spürbaren Preissprüngen führten.

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Die Spekulanten („Managed Money“) (nicht nur) an den Rohstoffmärkten üben naturgemäß einen erheblichen Einfluss auf die Preisbildung aus. Wenn, wie anhand der Graphiken gezeigt, auf die Netto-Positionierung abgestellt wird, hat sich der Dreiklang zuletzt fortgesetzt: So haben die Anleger ihre Netto-Position auf Erdöl Brent per 2. Dezember zwar um gut 19 Tsd. Kontrakte ggü. der Vorwoche auf nun 140 Tsd. Kontrakte ausgebaut, am grundsätzlichen Seitwärtstrend hat sich damit aber nichts geändert, was sich foglich auch in den Brent-Notierungen niederschlug. Bei Erdgas TTF weiteten die Investmentfonds dagegen ihre Netto-Position deutlich und zwar von minus 11,4 TWh per 21. November auf minus 50,2 TWh per 28. November aus, während bei den CO2-Zertifikaten die „bullishe“ Ausrichtung beibehalten wurde. Hier stieg die Netto-Position um 8,6 Prozent auf 109,8 Mio. EUAs. Die untenstehende Graphik zeigt sehr schön, wie unterschiedlich die Spekulanten nun schon eine geraume Zeit die Lage und die Perspektiven der beiden erwähnten fossilen Energieträger und der CO2-Zertifikate einschätzen.

Diese Beobachtung allein hilft für den Blick nach vorne zwar nur bedingt weiter, denn über die Motive, warum die Spekulanten sich so verhalten wie sie sich verhalten, wenig ausgesagt werden kann. Es darf aber davon ausgegangen werden, dass fundamentale Faktoren einen erheblichen Einfluss auf die Anlageentscheidungen haben dürften und offenbar sogte die Bewertung der Gesamtheit der fundamentalen Einflüsse am Erdgasmarkt dafür, dass sich eine negative Sichtweise durchgesetzt hat. Seit die Anleger mehrheitlich „netto-short“ gegangen sind, hat der TTF Gasmarkt letztlich auch den Kampf um die Region von 30,0 Euro/MWh verloren. Ähnlich, wenn auch mit umgekehrten Vorzeichen, verhält es sich mit den EUAs. Auf den ersten Blick erstaunlich ist die Lage bei Erdöl. Obwohl die fundamentale Datenlage eindeutig „bearish“ einzustufen ist, verläuft die Netto-Position lediglich seitwärts. Allerdings verbirgt sich dahinter eine enorm hohe Short-Position (aktuell knapp 175 Tsd. Kontrakte), die sich somit in das Gesamtbild einfügt.

Wie sich die doch ungewöhnlich deutlich voneinander abweichende Positionierung auflösen wird, bleibt zwar abzuwarten und hängt wie immer maßgeblich davon ab, wie die Marktteilnehmer „neue“ Informationen, so sie denn auftreten, verarbeiten und bewerten werden. Eine deutlich erhöhte Schwankungsintensität sollte aber angesichts der extremen Positionierung einkalkuliert werden, insbesondere dann, wenn sich die Erwartungen der Spekulanten nicht erfüllen sollten.

Die US-Gaspreise sind derzeit weiterhin klar aufwärtsgerichtet. Neben den rekordhohen LNG-Exporten trieben auch die Wetterbedingungen die US-Gaspreise zuletzt merklich an. Die Windstromproduktion seit Ende November um 60 Prozent eingebrochen, da kalte Luftmassen die Windgeschwindigkeiten dämpfen. Die daraus resultierende Stromlücke wurde kurzfristig durch gasbetriebene Kraftwerke geschlossen. Der Henry-Hub-Preis für den rollierenden US-Erdgas Frontmonat überschritt erstmals seit Dezember 2022 wieder die Marke von 5 US-Dollar/MMBtU. Der Januar 26-Future verteuerte sich seit Mitte Oktober inzwischen um 33 Prozent.

Die im historischen Vergleich hohen Gaspreise in den USA stellen ein Risiko für die LNG-Exporte dar. Da der europäische Gaspreis derzeit weiter nachgibt, belasten die hohen Preise in den USA zum einen die Margen der Exporteure. Zum anderen verteuern sie die Energiepreise der US-Industrie und der privaten Haushalte, was früher oder später auch zu politischen Reaktionen führen könnte.

Ein Blick auf die aktuelle TTF-Terminkurve (Y+1 bis Y+3) erzählt eine eindeutige Geschichte: Die Kurve flacht ab. Die Marktteilnehmer scheinen zunehmend entspannt in die Zukunft zu blicken, und die massiven Risikoprämien der Vergangenheit schmelzen dahin.

Diese neue Gelassenheit stützt sich auf mehrere Säulen: Die Aussicht auf eine LNG-Schwemme, ein milder Start in den Winter und mögliche Friedenfortschritte in der Ukraine (Stichwort: Sanktionslockerungen gegenüber Russland).

Dabei bleibt aber zu beachten, dass ein plötzlicher Kälteeinbruch im späten Winter (Sudden stratospheric warming), technische Ausfälle oder geopolitische Spannungen die  Balance schnell kippen können. Wenn der Markt keine Risikoprämien mehr enthält, ist er auch nicht mehr gegen Schocks gepuffert. Die US-Gaspreise (Henry Hub Frontmonat überschritten beispielsweise kürzlich erstmals seit Dezember 2022 wieder die Marke von 5 US-Dollar/MMBtU.

Laut aktueller Kpler-Daten sind die europäischen LNG-Importe im November auf rund 26,4 Mio. Kubikmeter angestiegen, nach 23,3 Mio. Kubikmeter im Oktober und 18,4 Mio. Kubikmeter im Vorjahreszeitraum. Für Dezember sollten laut aktueller Prognosen die Importe bei rund 26,4 Mio. Kubikmeter stagnieren, liegen damit aber oberhalb des Vorjahreswertes (Dezember 2024) von 22,1 Mio. Kubikmeter.

Zum Vergleich: Die asiatischen LNG-Importe sind rund 31,2 Mio. Kubikmeter im November gefallen, nach 33,2 Mio. Kubikmeter im Oktober. Im November 2024 betrugen die Einfuhren des Flüssigerdgases 31,6 Mio. Kubikmeter.

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Der Anstieg des Open Interest im EUA-Dez-26-Future über das des EUA-Dez-25-Futures zeigt, dass der Markt sukzessive von der nahen in die nächste Fälligkeit rollt und die Liquidität in den 2026er-Kontrakt wandert. Marktteilnehmer schließen bestehende Positionen im 2025er-Future und eröffnen äquivalente Positionen im 2026er, um ihre CO2-Preisrisiken längerfristig abzusichern. Das ist wichtig, weil Preisbildung, Spreads und Intraday-Liquidität sich nun stärker am Dez‑26-Future orientieren; Spikes oder Gaps im auslaufenden Dez‑25-Kontrakt können stärker rolltechnisch verzerrt sein und weniger Aussagekraft für das Trading besitzen.

Für die Technische Analyse bedeutet der Wechsel des Open-Interest, dass Trends, Unterstützungen und Widerstände künftig primär im 2026er-Kontrakt vorgenommen werden sollten, da dort das „Smart Money“ und die größten Orderflüsse liegen. Klassische Signale (Breakouts, Volumen) sind im auslaufenden Kontrakt anfälliger für Fehlsignale, während sie im neuen Leitkontrakt zuverlässiger die Positionierung großer Player widerspiegeln, was die Einordnung von Chartformationen wie Aufwärtstrends oder Konsolidierungen deutlich verbessert.

Nachdem der Strompreis lange Zeit noch durch die robusten EUAs gestützt wurde, hat sich der CO2-Preis inzwischen von Strom und Gas entkoppelt. Seit dem 20. November 2025 hat das Strom Cal 26 Base im Einklang mit dem Einbruch des TTF Gas Cal 26 nachgegeben, während sich der EUA-Dez-25-Future weiter nach oben bewegt.

Bei den EUAs sind die Spekulanten zurück im „Risk-On“-Modus. Der deutliche Anstieg der Netto-Long-Position signalisiert, dass die Finanzakteure den jüngsten Preisanstieg nicht als Übertreibung, sondern als Bestätigung des Trends werten.

Auffällig ist zudem, dass das Open Interest der Dez. EUA Put-Option (Verfallstag 10.12.) bei Strike 80 Euro/t CO2 zuletzt deutlich angezogen ist (siehe Abbildung). Hier wird offenbar Absicherung gegen fallende Preise auf diesem Preisniveau aufgebaut. Bei den Strikes 75 und 70 ist zuletzt keine vergleichbare Aktivität zu beobachten gewesen. Offenbar gehen die Spekulanten also nur von einem moderaten Abwärtsrisiko aus.

Das Open Interest unterscheidet zwar nicht nach Marktparteien, jedoch liegt es nah, dass hier Spekulanten am Werk sind, denn ein Anlagenbetreiber würde sich eher gegen steigende Preise absichern. Optionskontrakte fließen aber Delta-gewichtet ebenfalls in den CoT-Report mit ein.

Die heute veröffentlichten CoT-Daten der ICE Endex per 28.11.2025 bestätigen die Erwartungen. Angesichts des Kursanstiegs von 3,3 Prozent im EUA-Dez-25-Future in der Berichtswoche zeigt der Report, dass die Spekulanten ihre bullishe Ausrichtung weiter ausgebaut haben. Die Investmentfonds setzen ihren Long-Aufbau nach einer kurzen Konsolidierungspause fort und fungieren damit als wesentliche Preisstütze für die CO2-Zertifikate.

Nachdem die Netto-Position in der Vorwoche (per 21.11.) bei rund 101 Mio. EUA stagnierte, melden sich die Bullen nun klar zurück. Die Netto-Long-Position der Investmentfonds springt um 8,6 Prozent auf 109,8 Mio. EUA (Vorwoche: 101,0 Mio. EUA).

Die detaillierte Aufschlüsselung zeigt eine weiterhin klare Ausrichtung zugunsten der Käuferseite:

Long-Aufbau: Die Fonds stockten ihre Long-Bestände signifikant auf. Das Exposure stieg um gut 8 Mio. Zertifikate auf nun 138,7 Mio. EUA. Dies unterstreicht das wiedererwachte Vertrauen in den Aufwärtstrend.

Short-Rückbau: Gleichzeitig wurde die Short-Seite marginal reduziert. Die Positionen sanken moderat um rund 0,7 Mio. auf 28,9 Mio. EUA. Das taktische Absicherungsbedürfnis, das in der Vorwoche noch spürbar war, weicht damit wieder dem Optimismus.

Fazit:

Die Spekulanten sind zurück im „Risk-On“-Modus für EUAs. Der deutliche Anstieg der Netto-Long-Position auf knapp 110 Mio. EUA signalisiert, dass die Finanzakteure den jüngsten Preisanstieg nicht als Übertreibung, sondern als Bestätigung des Trends werten. Die Fonds scheinen überzeugt, dass der CO2-Preis fundamental weiter Luft nach oben hat. Erst klare und belastbare politische Signale, die regulatorischen Gegenwind andeuten, dürften an dieser robusten Positionierung etwas ändern. Aktuell sind diese für die Fonds jedoch offensichtlich nicht in Sicht.

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

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Die aktuellen CoT-Daten der ICE Endex per 28.11.2025 bestätigen und beschleunigen den in der Vorwoche eingeleiteten Wechsel auf die Bärenseite eindrucksvoll. Wie erwartet zeigen die Daten einen weiteren, massiven Aufbau von Netto-Short-Positionen. Diese Entwicklung korrespondiert mit der Preisentwicklung im TTF Gas Cal 26, das in der Berichtswoche um 4,5 Prozent nachgab. Fundamental bleibt der Gasmarkt durch das weiterhin hohe Angebot und die milden Temperaturprognosen schwach, was die Investmentfonds dazu veranlasst, ihre Positionierung konsequent anzupassen.

Die Netto-Position der Investmentfonds weitet sich deutlich aus und fällt von minus 11,4 TWh in der Vorwoche auf nun minus 50,2 TWh. Dies entspricht einer Veränderung von fast 39 TWh binnen einer Woche, nach 27 TWh in der Vorwoche.

Im Detail zeigt sich, dass die Spekulanten nun von beiden Seiten Verkaufsdruck am Gasmarkt ausüben:

Short-Aufbau: Die Short-Seite wurde erneut aggressiv ausgebaut. Nach dem Zuwachs der Vorwoche kamen weitere 28,2 TWh hinzu, sodass das Short-Exposure nun bei 491,4 TWh liegt.

Long-Abbau: Parallel dazu wurden Long-Positionen im Umfang von gut 10,5 TWh glattgestellt (Bestand nun 441,2 TWh). Die noch in der Vorwoche beobachtete „taktische Gegenpositionierung“ auf der Long-Seite scheint damit zu bröckeln, da die Fonds offensichtlich weniger Absicherungsbedarf gegen Kälterisiken sehen.

Fazit:

Die Investmentfonds haben ihre Zurückhaltung abgelegt. Die Ausweitung der Netto-Short-Position zeigt, dass die Spekulanten den Markt fundamental schwach ansehen. Solange die fundamentalen Treiber (Wetter, Angebot) keine bullishen Impulse liefern, sollte sich das Bild nicht wesentlich ändern.

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

Der Spread zwischen den europäischen EUAs und den englischen UKAs weitet sich wieder aus. Anfang des Jahres befand sich der Spread auf einem Maximum bei 41,91 Euro/t CO2. Im Mai dieses Jahres wurde das bisherige Minimum mit 7,82 Euro/t CO2 erzielt. Seit Mitte September entfernt sich das europäische Verschmutzungsrecht wieder deutlicher von seinem englischen Pendant und steigt stärker an. Die UKAs bewegen sich mehr oder weniger seitwärts. Anfang Dezember liegt der Spread bei 18 Euro/t CO2.

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Die Umfrageergebnisse der Unternehmen des Verarbeitenden Gewerbes hielten im November für jeden Geschmack etwas bereit. So stand einem Rückgang des Einkaufsmanagerindex (PMI) in Indien und im Euroraum eine Belebung in Brasilien und in Großbritannien gegenüber, während die USA und China mehr oder weniger seitwärts pendelten. So gesehen kann aus diesen PMI-Daten weder eine Kräftigung noch eine Verlangsamung der weltweiten Industrieaktivität abgeleitet werden. Für die Finanz- und damit die Rohstoffmärkte sind die Zahlen also in Summe als neutral einzustufen.

Weniger erfreulich ist die Lage, wenn auf den ISM-Index abgestellt wird. So hat sich nach dieser Umfrage die Stimmung der US-Industriebetriebe im November doch etwas deutlicher verschlechtert und zwar um 0,5 auf nun 48,2 Punkte. Die Konsenserwartungen in Höhe von 48,6 Punkten wurden damit klar verfehlt. Und nicht nur das, denn auch von der 50-Punkte-Expansionsschwelle hat sich der Index aktuell wieder recht deutlich entfernt. Zuletzt waren im Februar dieses Jahres die Optimisten leicht in der Überzahl. Erschwerend kommt hinzu, dass die Komponente „Auftragseingang“ um merkliche 2,0 auf nun 47,4 Punkte absackte, während gleichzeitig die „Lagerhaltung“ um 3,1 auf 48,9 Punkte anstieg. Das ist kurzfristig keine gute Konstellation im Hinblick auf die künftige Industrieproduktion. Das Positive daran ist jedoch, wenn man so will, dass diese Daten es der US-Notenbank erleichtern, einen weiteren Zinsschritt nach unten auf ihrer Sitzung am 9./10. Dezember vorzunehmen. Ob dies aber den Finanz- und damit den Rohstoffmärkten hilft, erscheint fraglich. Jedenfalls ist die Unsicherheit nach wie vor groß, wie der aktuell erneute Absturz von Bitcoin & Co. belegt und was sich wiederum auf die Aktienmärkte negativ auswirkt. In solch einem Umfeld haben es auch Erdgas, Kohle, Strom und die EUAs grundsätzlich schwer.

Der EUA-Dezember-Future befindet sich in einem intakten kurzfristigen Aufwärtstrend, gestützt durch höhere Tiefs und höhere Hochs seit dem Tief bei rund 80 Euro/t CO2. Die dynamische Aufwärtsbewegung wurde in einer “bullischen Flagge” konsolidiert, deren Ausbruch nach oben das Hoch bei etwa 83,4 Euro/t CO2 hervorgebracht hat. Aktuell pendelt der Preis in einer engen Seitwärts-Range zwischen 82,8 und 83,4 Euro/t CO2 nahe des oberen Bollinger-Bands, was auf eine kurzfristige Überkauft-Situation, aber noch keine klare Umkehr hindeutet. Solange 82,8 Euro/t CO2 als kurzfristige Unterstützung hält, bleibt ein Hochlauf bis zum Kursziel bei 83,8 Euro/t CO2 das wahrscheinlichere Szenario. Ein Durchbruch über dieses Niveau würde weiteres Aufwärtspotenzial in Richtung Jahreshoch bei 84,5 Euro/t CO2 eröffnen. Unterhalb von 82,8 Euro/t CO2 rückt der Bereich um 82 Euro/t CO2 in den Fokus, gefolgt vom Flaggentief bei 81,0 Euro/t CO2. Ein Bruch dieser Marke würde das kurzfristige positive Chartbild deutlich eintrüben und es könnte eine tiefere Korrektur folgen.

Die europäischen LNG-Speicher wurden im November zunächst kaum beansprucht, da milde Temperaturen und hohe LNG-Zuflüsse die Nachfrage dämpften. Erst in der zweiten Monatshälfte kam es durch kälteres Wetter und volatilere Windstromerzeugung zu einem Anstieg der Gasentnahmen und einem Rückgang der LNG-Vorräte. Die Versorgung wurde zusätzlich durch temporäre Unterbrechungen bei US-LNG-Exporten sowie höhere Nachfrage aus Ägypten und der Türkei belastet.

Die Pipelineflüsse zeigten ein gemischtes Bild: mehr Volumen aus Algerien, aber Umleitungen über Großbritannien verringerten die EU-Zuflüsse. Für Dezember wird jedoch mit milderen Temperaturen und saisonüblichen Windverhältnissen gerechnet, was die Gasnachfrage voraussichtlich erneut dämpfen wird. Das LNG-Angebot bleibt trotz gestiegener Frachtraten stark, insbesondere aus den USA, während die asiatische Nachfrage schwach bleibt. Dies verbessert die Versorgungslage in Europa und lässt auf rückläufige Entnahmeraten aus den Speichern schließen.

Der Gaspreis in den USA (Henry Hub Januar-Future) hat seinen Abwärtstrend seit März beendet und befindet sich seit Mitte Oktober in einem neuen Aufwärtstrendkanal. Innerhalb dieses Aufwärtstrendkanals bildet sich derzeit eine “bullishe Flagge” aus, die allerdings noch nicht bestätigt wurde. Der Sprung über die obere Flaggenbegrenzung würde ein neues Kaufsignal generieren. Das Kursziel, im Falle einer Bestätigung der bullishen Flagge (hergeleitet über eine Fibonacci-Projektionsanalyse), liegt bei 5,29 USD/mmbtu. Um das positive Chartbild nicht zu gefährden, sollte der Kurs nicht wieder unter die Marke von 4,39 USD/mmbtu fallen.

Die Regressionsanalyse der wöchentlichen absoluten Preisveränderung des rollierenden TTF Gas Frontmonats gegen die wöchentliche Veränderung der Netto-Position der Investmentfonds (CoT-Report ICE Endex) bestätigt den bekannten Zusammenhang zwischen spekulativer Positionierung und Notierungen. Im auf die letzten 52 Wochen begrenzten und um Ausreißer bereinigten Sample erklärt die Positionsänderung rund 43 Prozent der Preisvarianz. Damit ist die statistische Aussagekraft für einen einzelnen Treiber im Gasmarkt solide, auch wenn Preisbewegungen weiterhin stark durch fundamentale Faktoren überlagert werden. Der geschätzte Koeffizient impliziert, dass ein Abbau der Fonds-Netto-Position um 10 TWh im Mittel mit einem Wochenrückgang des TTF Frontmonats von etwa 0,6 €/MWh einhergeht, während ein Aufbau um 10 TWh entsprechend etwa plus 0,89 €/MWh bedeuten würde. Vor dem Hintergrund der jüngsten Entwicklung, in der die Fonds Netto-Longs reduziert und sich in Richtung Netto-Short bewegt haben, bleibt die Positionierung damit ein klar preisdämpfender Faktor für die kurzfristige Marktbewegung.

Die Deutsche Energy Terminal GmbH (DET) konnte bei ihrer Auktion am 25.–26. November keine der 28 angebotenen Kurzfrist-Kapazitäten zur Regasifizierung an den LNG-Terminals Wilhelmshaven 1 und 2 vergeben. Trotz eines Mindestpreises von 0,56 Euro/MMBtu blieb das Interesse aus, weshalb eine Wiederholung der Auktion am 9.–10. Dezember geplant ist. Hintergrund sind Unsicherheiten hinsichtlich des Gasbedarfs im kommenden Frühjahr sowie geopolitische Entwicklungen, insbesondere in der Ukraine, zurück. Eine mögliche Reduktion ukrainischer Nachfrage könnte auch rückläufige Pipeline-Gegenflüsse aus Deutschland bedeuten, die indirekt durch LNG-Importe gedeckt werden. Im Gegensatz dazu wurden Ende Oktober alle angebotenen Kapazitäten am Brunsbüttel-Terminal erfolgreich versteigert, zu einem höheren Durchschnittspreis von 0,66 Euro/MMBtu.

Unsere Einschätzung: Die fehlende Nachfrage nach kurzfristigen Regasifizierungs-Slots in Wilhelmshaven zeigt, dass der europäische LNG-Markt derzeit stark von Unsicherheiten geprägt ist, sowohl im Hinblick auf den tatsächlichen Gasbedarf im Winter als auch aufgrund geopolitischer Risiken. Gleichzeitig wird langfristig mit einem ausreichenden LNG-Angebot gerechnet, was Marktteilnehmer offenbar von frühzeitigen Buchungen abhält. Der Standort Wilhelmshaven leidet zudem unter strukturellen Nachteilen wie begrenzten Weiterleitungskapazitäten und weniger etablierten Handelsstrukturen im Vergleich zu Brunsbüttel. Es zeichnet sich somit eine zunehmende Differenzierung zwischen „Premium“- und „Sekundär“-Standorten bei LNG-Terminals ab, ein Zeichen für insgesamt gute Verfügbarkeit.

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Der russische LNG-Tanker Christophe de Margerie hat überraschend Kurs durch die Nordostpassage genommen, obwohl ursprünglich eine Route über das Kap der Guten Hoffnung erwartet worden war. Er verließ laut Kpler am 25. November das sanktionierte Projekt Arctic LNG 2 mit rund 167.000 Kubikmetern LNG an Bord und steuert nun die Region Kamtschatka an. Dies soll mit besser als erwarteten Eisbedingungen und ausreichender Lagerkapazität im Koryak-Floating Storage Unit (FSU) zusammenhängen. Koryak dient als zentrales Umschlagslager für LNG-Transporte Richtung China, insbesondere zum Terminal Beihai, das alle bisherigen Lieferungen von Arctic LNG 2 erhalten hat. Insgesamt hat Arctic LNG 2 seit August 2024 zwanzig Ladungen exportiert, wovon einige zunächst zwischengelagert werden mussten. Beihai erhielt bislang 17 Ladungen, teils direkt, teils über Umschlagsstationen.

Zudem berichtet Bloomberg, dass Chinas LNG-Importe 2025 um rund 15 Prozent auf 65 Mio. Tonnen sinken dürften, was das Land hinter Japan als weltweit größten LNG-Abnehmer zurückwerfen würde. Ursachen sind einerseits die schwache industrielle Nachfrage, andererseits verlieren Gaskraftwerke an Wettbewerbsfähigkeit gegenüber Kohle und Erneuerbaren Energien. Hinzu kommen steigende Lieferungen aus Russland. Gleichzeitig starten 2026 neue langfristige LNG-Verträge, sodass chinesische Abnehmer Überschüsse möglicherweise nach Europa umleiten könnten.

Unsere Einschätzung: Die aktuelle Energiepartnerschaft zwischen Russland und China wird enger, während westliche Sanktionen im LNG-Sektor bislang keine spürbare Wirkung entfalten. Sollten milde Eisbedingungen in der Arktis anhalten, könnten niedrigere Transportkosten weitere Vorteile für russische Exporte bringen. Gleichzeitig dämpft Chinas strukturell schwächere Nachfrage den globalen LNG-Wettbewerb.

Die CoT-Daten der ICE Endex per 21.11.2025 zeigen eine nachlassende Aufwärtsdynamik bei den Investmentfonds. Nachdem die Fonds in der Vorwoche ihre Long-Positionen noch ausgeweitet hatten, zeigt der jüngste Bericht einen minimalem Rückgang auf 130,6 Mio. EUA. Gleichzeitig bleibt auch die Short-Seite nahezu unverändert bei 29,6 Mio. EUA. Diese nur sehr geringen Verschiebungen führen dazu, dass die Netto-Position der Fonds leicht auf rund 101 Mio. EUA zurückgeht. Dies ist ein marginales Minus, das jedoch nichts an der grundsätzlich rekordhohen Netto-Long-Ausrichtung ändert.

Damit setzt sich das in der Vorwoche skizzierte Bild einer klar bullishen Grundhaltung fort, allerdings ohne weiteren Impuls auf der Long-Seite. Die Fonds agieren eher abwartend und scheinen ihre bestehenden Positionierungen weitgehend zu halten, was gut zu einem Markt passt, dessen vorangegangene Aufwärtsbewegung ins Stocken geraten ist. Die fehlende Fortsetzung des Long-Aufbaus deutet darauf hin, dass die Spekulanten zwar weiterhin mit einem strukturell festen Markt rechnen, kurzfristig aber keine klare Richtungserwartung aufbauen. Dass auch die Short-Seite praktisch unverändert bleibt, unterstreicht diesen neutralen Zwischenzustand.

Gleichzeitig bleibt die absolute Höhe der Netto-Long-Position bemerkenswert: Mit rund 101 Mio. EUA befinden sich die Investmentfonds weiterhin auf dem höchsten Stand der vergangenen Jahre. Dieser strukturelle Long-Bias wirkt stabilisierend, da er signalisiert, dass die Fonds trotz der kurzen Verschnaufpause nicht an ihrer grundsätzlichen Aufwärtsüberzeugung rütteln. Der Markt behält damit eine solide Unterstützung.

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

Die CoT-Daten der ICE Endex per 21.11.2025 bestätigen die bearishen Grundausrichtung der Investmentfonds. Nachdem sich die Spekulanten zum 14.11. noch knapp im positiven Bereich halten konnten, kippt die Netto-Position nun erstmals seit März 2024 in Netto-Short. Entscheidend hierfür ist nicht der moderate Long-Aufbau auf 451,7 TWh, sondern der sehr deutliche und dynamische Ausbau der Short-Seite, die um weitere 28,8 TWh auf nun 463,1 TWh steigt. Die Netto-Position fällt damit um rund 27 TWh zurück und liegt nun bei minus 11,4 TWh.

Die Daten legen nahe, dass die Investmentfonds den Markt zunehmend als strukturell schwach einschätzen. Sollte es zu echten Fortschritten in den Friedensverhandlungen im Ukrainekrieg kommen mit möglichen Sanktionslockerungen gegenüber Russland, dürfte sich die Ausrichtung weiter fortsetzen. Allerdings ist zu beachten, dass Phasen starke Netto-Short-Positionen eher kurzzeitigen Charakter hatten und es selten eine dauerhafte Positionierung auf der Bärenseite gab. Der parallele, wenn auch deutlich schwächere Long-Zufluss wirkt in diesem Kontext wie eine taktische Gegenpositionierung, die das Risiko kurzfristiger Kälterevisionen abfedern soll, ohne jedoch den bearishen Grundton zu beeinträchtigen.

Diese Entwicklung ist auch vor dem Hintergrund der jüngsten Marktbewegungen plausibel. Das TTF Gas Cal 26 ist zuletzt dynamisch unter die 30-Euro-Marke gefallen und auch am Spotmarkt hat der TTF Gas Day-Ahead  erstmals knapp unterhalb der psychologischen Marke geschlossen. Die nun entstandene Netto-Short-Ausrichtung der Investmentfonds spricht dafür, dass Spekulanten zunehmend davon ausgehen, dass die Notierungen eher unterhalb dieser Marke bleiben.

In der Gesamtschau bleibt der CoT-Report für den TTF-Markt damit aus Sicht der Investmentfonds klar bearish. Zwar bleibt die historische Erfahrung bestehen, dass tiefe Netto-Short-Positionen selten dauerhaft sind, doch der aktuelle Aufbau unterstreicht, dass die Spekulanten die fundamentale Schwäche derzeit konsequent spielen.

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

Die Preise am Mittwoch fielen deutlich niedriger aus als ursprünglich erwartet. Ausschlaggebend ist zunächst eine geringere Last. Statt der prognostizierten Spitzenwerte von rund 66 GW wird die Lastkurve am 26.11. voraussichtlich nur etwa 63,7 GW erreichen, im Mittel also rund 2 bis 3 GW darunter liegen. Diese geringere Nachfrage reduziert die Residuallast spürbar und nimmt Druck aus dem Markt. Gleichzeitig liegen Wind und PV über der Prognose vom Montag. Anstelle der erwarteten Mini-Dunkelflaute zeigt sich der Mittwoch stabiler, mit möglichen Windspitzen bis knapp 8 GW und einer PV-Maximalleistung von bis zu 8,6 GW. Besonders die zusätzliche Solarproduktion zwischen 11 und 14 Uhr drückt die Mittags-Residuallast und glättet den Preisverlauf. Auch am Abend bleibt die Residuallast voraussichtlich unter den bisherigen Erwartungen. Die kritischen Stunden liegen etwa 2 bis 3 GW unter den zuvor befürchteten Werten, was die Preisspitze merklich dämpft. Zusätzlich steigt der Wind zwischen 17 und 19 Uhr leicht an, also genau in dem Zeitfenster, in dem am Montag ein extremer Peak prognostiziert wurde. Dieses zusätzliche Angebot im Abendfenster wirkt direkt preismindernd.

Insgesamt bleibt die Last niedriger, die Erneuerbaren höher und die Residuallast glatter als in der Montagsprognose angenommen. Dadurch fällt der erwartete kleine Dunkelflauten-Effekt deutlich schwächer aus und das Preisniveau am Mittwoch liegt klar unter den bullischen Annahmen, die zu Beginn der Woche wahrscheinlich erscheinen.

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