TradingUpdate

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

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

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

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

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

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

Der Tages Peak liegt bei rund 66 €/MWh, während die günstigsten Stunden zwischen 02:00 und 08:00 Uhr mit Preisen nahe 0 Euro/MWh gehandelt wurden, ohne tiefe negative Ausreißer, da die PV Einspeisung einfach zu schwach ist.

Ausblick: Sonntag und Montag

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

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

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

BNetzA sieht keine Marktmanipulation während Dunkelflauten 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Die aktuelle Positionierung der Investment Funds im ICE Endex CoT-Report zum EUA-Markt zeigt eine zunehmend optimistische Stimmung unter den spekulativen Marktteilnehmern. Mit einer Long-Position von rund 123 Mio. t CO2 und einer Short-Position von lediglich 28,3 Mio. t CO2 ergibt sich eine deutliche Netto-Long-Position von 94,7 Mio. t CO2. Gegenüber der Vorwoche entspricht dies einem Zuwachs von etwa 3,9 Mio. t CO2 beziehungsweise 4,3 Prozent. Diese Entwicklung verdeutlicht, dass Investment Funds, typischerweise trendfolgende Akteure mit hoher Marktsensitivität, ihre Wetten auf steigende EUA-Preise weiter ausgebaut haben.

Das parallele Zurückfahren der Short-Positionen signalisiert, dass der Verkaufsdruck am EUA-Markt nachlässt und sich die Marktteilnehmer auf weiter steigende Preise einstellen. Für einen CO2-Händler lässt sich daraus ableiten, dass der Aufwärtstrend weiter intakt bleiben dürfte und damit auch die 80-Euro-Marke perspektivisch überschritten werden könnte. 

Andererseits sind die Investmentfonds bereits stark auf der Long-Seite engagiert. Dies bedeutet, dass ein Großteil der spekulativen Nachfrage bereits investiert ist. Der Spielraum für neue Long-Positionen wird geringer, während das Risiko steigt, dass bei Gewinnmitnahmen große Verkaufswellen entstehen. Wenn der Markt beginnt zu drehen (z. B. durch politische Signale, makroökonomische Abkühlung), könnten Fonds sehr schnell ihre Positionen abbauen wollen. Historisch gesehen waren Phasen extremer Netto-Long-Positionen bei Spekulanten oft Vorboten einer Preiskorrektur, zwar nicht sofort aber “irgendwann”.

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

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Die heutige Day-Ahead-Auktion für den Liefertag Mittwoch, 22. Oktober 2025, zeigte eine erhebliche Preissteigerung gegenüber dem Vortag. Die Baseload erreichte einen Preis von 125,07 Euro/MWh, während der Markt gestern mit 67,81 Euro/MWh noch auf einem deutlich niedrigeren Niveau lag. Auch im Peakload zeigt sich ein vergleichbares Bild, die Preise stiegen von rund 74 Euro/MWh auf über 143 Euro/MWh. Haupttreiber dieses Anstiegs ist der starke Rückgang der Windstromproduktion im Tagesverlauf. Laut Prognosen ist bereits am frühen Mittwochmorgen ein klarer Abwärtstrend in der Erzeugung zu erkennen. Die Windleistung fällt von rund 25 GW in den Morgenstunden auf nur noch 4 GW am späten Abend. In der Folge steigt die Residuallast deutlich an und treibt die Preise insbesondere in den Abendstunden stark nach oben. Die teuerste Viertelstunde wurde um 18:45 Uhr mit einem Preis von 353,26 Euro/MWh verzeichnet. Die teuerste Stunde des Tages lag zwischen 18:00 und 19:00 Uhr bei durchschnittlich 296,48 Euro/MWh.

Diese Winddelle dürfte jedoch nur von kurzer Dauer sein. Ab der Nacht auf Donnerstag erholt sich die Einspeisung rasch. Ab etwa 3 Uhr steigt die Windleistung von rund 5 GW im Verlauf des Vormittags auf etwa 30 GW. Am Freitag erreicht der Wind sein Maximum und steigt laut Prognosen weiter auf einen mittleren Wert von 45,9 GW bei Spitzenwerten bis knapp 50 GW. Damit liegt die Windproduktion klar über dem jahreszeitlichen Durchschnitt und reduziert die Residuallast spürbar. Das Marktumfeld dürfte sich dadurch kurzfristig entspannen.

Gleichzeitig bleiben die Temperaturen in Mittel- und Westeuropa über dem saisonalen Mittel und wirken preisdämpfend, da die Stromnachfrage sinkt. Erst ab Freitag ist mit einem leichten Rückgang zu rechnen. Die Durchschnittstemperaturen sollen dann rund zwei bis vier Grad unter dem langjährigen Mittel liegen.

Das Zusammenspiel aus milden Temperaturen und zunehmender Windproduktion führt zu einem fallen der Spotpreise. Für Donnerstag wird ein Baseload im Bereich von 70 bis 80 Euro/MWh erwartet. Für Freitag deutet die Prognose mit nochmals steigender Windleistung auf eine weitere Preisentspannung hin. Der mittlere Day-Ahead-Preis dürfte dann bei etwa 20 bis 30 Euro/MWh liegen, in einzelnen Stunden sind sogar negative Preise möglich.

Die Solareinspeisung bleibt auf herbstlich niedrigem Niveau und bewegt sich meist zwischen 2 und 4 GW. Damit spielt sie im aktuellen Marktgeschehen nur eine untergeordnete Rolle.

Unsere Einschätzung: Insgesamt zeigt sich ein volatiles aber entspanntes Marktbild. Hohe Windeinspeisung, milde Temperaturen und sinkende Residuallast dürften die Großhandelspreise in der zweiten Wochenhälfte spürbar entlasten. Trotz der Preisspitze zur Wochenmitte bleibt der Spotmarkt insgesamt günstig und spiegelt die hohe Wetterabhängigkeit wider. Die starke Windvolatilität sorgt zwar kurzfristig für Preisschwankungen, senkt jedoch im Wochenverlauf das durchschnittliche Preisniveau spürbar.

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