TradingUpdate

Die Kombination aus hoher PV-Erzeugung und starkem Windaufkommen trifft am morgigen Samstag auf eine geringe Last und führt damit zu ausgeprägt negativen Preisen. Entsprechend liegen die Viertelstundenpreise zwischen 13 Uhr und 15 Uhr bei rund -190 Euro/MWh. In der Day-Ahead-Auktion ergab sich für Samstag, den 25. April, ein Baseloadpreis von 16,13 Euro/MWh, was einem Rückgang von 78,8 Prozent gegenüber dem Vortag (76,11 Euro/MWh) entspricht. Die PV-Einspeisung wird im Tagesmittel mit 19,2 GW deutlich über dem langjährigen Durchschnitt von 13,2 GW erwartet, bei einer prognostizierten Tagesspitze von 58,8 GW. Parallel dazu wird am morgigen Samstag eine Windeinspeisung von 28,8 GW erwartet. Die Prognose liegt damit über dem für heute vorhergesagten Niveau von 19,2 GW sowie über dem langjährigen Mittelwert von 12,5 GW. Insgesamt ergibt sich eine Preisspanne von -201,70 bis 106,72 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von rund 932 GWh.

Die Stimmung unter den Unternehmen in Deutschland hat sich im April spürbar verschlechtert. Der ifo-Geschäftsklimaindex sank auf 84,4 Punkte nach 86,3 im März und erreichte damit den niedrigsten Stand seit Mai 2020, also zu Zeiten der Corona-Pandemie. Sowohl die Einschätzung der aktuellen Lage als auch die Erwartungen für die kommenden Monate fallen deutlich pessimistischer aus, nicht zuletzt infolge der Belastungen durch die Irankrise.

Diese Entwicklung zeigt sich in nahezu allen Branchen. Im Verarbeitenden Gewerbe belasten vor allem deutlich schlechtere Erwartungen die Stimmung, insbesondere in der chemischen Industrie. Die aktuelle Lage wird hingegen etwas besser bewertet, gleichzeitig nehmen jedoch Lieferengpässe bei Vorprodukten zu. Auch im Dienstleistungssektor setzt sich der Rückgang fort. Die Erwartungen bleiben schwach und auch die Lageeinschätzung fällt schlechter aus. Besonders die Logistikbranche steht dabei unter erheblichem Druck.

Im Handel hat sich das Geschäftsklima ebenfalls deutlich verschlechtert. Unternehmen bewerten sowohl ihre aktuelle Lage als auch die Erwartungen spürbar schlechter und sorgen sich zunehmend, dass Verbraucher aufgrund der Inflation zurückhaltender werden. Im Bauhauptgewerbe ist die Stimmung besonders stark eingebrochen. Die Erwartungen sind deutlich gesunken und auch die Zufriedenheit mit den laufenden Geschäften hat spürbar nachgelassen. Die Hoffnung auf einen kurzfristigen Aufschwung ist damit vorerst verschwunden. Insgesamt zeigt sich eine breit angelegte Eintrübung der wirtschaftlichen Stimmung in Deutschland.

Unsere Einschätzung: Der ifo zeichnet ein düsteres Bild für die deutsche Wirtschaft und steht damit im Kontrast zu den Einkaufsmanagerindizes, die diese Woche überraschend ein relativ robustes Bild für die Konjunktur, jedenfalls im Verarbeitenden Gewerbe, gezeichnet hatten. Weltweit läuft die Wirtschaft, angeführt von den USA, weiterhin besser als erwartet, so dass die Stimmung in der deutschen Wirtschaft für die globalen Energiemärkte vorerst keine größere Bedeutung haben dürfte. Allerdings wird sie für die EUAs bearish wirken, da diese ausschließlich von der europäischen Konjunktur abhängen.

Nach der Veröffentlichung der Verified Emissions für 2025 Mitte April, die für den Markt keine Überraschung bereit hielt, haben die Analysten von LSEG darauf basierend eine Schätzung der TNAC (Total Number of Allowances in Circulation) vorgenommen. Demnach steht ein zentraler Wendepunkt im EU-ETS bevor: Die TNAC fällt für 2025 voraussichtlich auf rund 1.021 Mio. Zertifikate und damit unter die obere MSR-Schwelle von 1.096 Mio. Dies markiert einen klaren Übergang aus dem bisherigen High-Intake-Regime, in dem konstant 24 Prozent des Überschusses aus dem Markt genommen wurden und in die Marktstabilitätsreserve (MSR) überführt wurden, hin zu einem deutlich moderateren Eingriffsmechanismus. Die offizielle Veröffentlichung der TNAC wird im Mai erfolgen.

Beschleunigt wurde dieser Schritt durch eine nachträgliche Korrektur von Reporting-Verzerrungen aus dem Jahr 2024, die sich im TNAC des Jahres 2025 niedergeschlagen hatten. Damals hatte verspätetes Emissionsreporting den Überschuss künstlich erhöht und damit einen stärkeren MSR-Entzug ausgelöst, als fundamental gerechtfertigt war. Mit den nun vollständig vorliegenden Daten wird dieser Effekt bereinigt, sodass der TNAC sichtbar niedriger ausfällt und die Schwelle früher unterschritten wird als bislang erwartet.

Für den Markt ist entscheidend, dass sich damit die Funktionsweise der MSR unmittelbar verändert. Anstelle des pauschalen Entzugs von 24 Prozent greift nun eine deutlich flachere Logik, bei der sich die Eingriffe am Abstand zur unteren Schwelle orientieren. In der Konsequenz wird dem Markt weniger Volumen entzogen, was sich direkt in höheren Auktionsmengen niederschlägt. LSEG geht entsprechend von einem deutlichen Anstieg der Auktionen im Jahr 2026 aus, nachdem diese zuvor durch den hohen, wenn auch verzerrten TNAC stark reduziert worden waren.

Unsere Einschätzung: Das Unterschreiten der Schwelle ist damit mehr als ein technisches Detail: Es signalisiert eine Phase, in der die automatische Angebotsverknappung durch die MSR an Intensität verliert und sich das Marktgleichgewicht temporär entspannt. Kurzfristig entsteht daraus zusätzlicher Angebotsdruck, während strukturelle Faktoren wie die langfristig sinkende Angebotsmenge weiterhin für eine grundsätzliche Verknappung sorgen. Der Markt könnte damit in eine neue Phase eintreten, in der die MSR weniger stark dominiert und reale Emissionsentwicklungen wieder unmittelbarer auf die Angebotsseite durchschlagen.

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Die aktuelle ENTSOG Summer Supply Outlook 2026-Studie zeigt, dass die europäische Gasversorgung für den kommenden Winter grundsätzlich gesichert werden kann, jedoch nur unter bestimmten Voraussetzungen. Zentral ist dabei die Annahme, dass die Speicher von einem vergleichsweise niedrigen Ausgangsniveau von rund 28,0 Prozent im April auf etwa 90,0 Prozent bis zum Beginn der Heizperiode aufgefüllt werden. Die ENTSOG-Modellierungen verdeutlichen, dass dieses Ziel technisch erreichbar ist, allerdings nur bei durchgehend hoher Auslastung der Importinfrastruktur und insbesondere bei sehr starken LNG-Zuflüssen über den gesamten Sommer. LNG übernimmt dabei die Rolle der zentralen Ausgleichsquelle im europäischen System und macht im Referenzszenario den größten Anteil der zusätzlichen Versorgung aus. Gleichzeitig unterstreicht die Studie, dass die Abhängigkeit vom globalen LNG-Markt deutlich gestiegen ist und Europa damit stärker externen Risiken ausgesetzt ist. Insbesondere geopolitische Spannungen und die Konkurrenz mit asiatischen Abnehmern können die Verfügbarkeit kurzfristig beeinflussen. In den ENTSOG-Sensitivitätsanalysen zeigt sich, dass bereits eine um etwa 20,0 Prozent reduzierte LNG-Verfügbarkeit dazu führt, dass die Speicherfüllstände zum Winterbeginn deutlich unter dem Zielwert bleiben. In diesem sogenannten „LNG Tight“-Szenario werden nur etwa 76,0 Prozent erreicht, was die Robustheit des Systems erheblich reduziert. Zudem wird betont, dass eine frühzeitige und möglichst gleichmäßige Einspeicherung entscheidend ist, da spätere Aufholbewegungen durch physische und marktbedingte Restriktionen nur begrenzt möglich sind. Insgesamt kommt die Studie zu dem Schluss, dass weniger die Infrastruktur als vielmehr die ausreichende und kontinuierliche Versorgung mit Gas, insbesondere LNG, der kritische Faktor ist.

Vor diesem Hintergrund erscheinen die aktuell beobachteten LNG-Importe von rund 4.200 bis 4.600 GWh pro Tag als eher verhalten. Sie liegen unter dem Niveau, das im Referenzszenario implizit erforderlich wäre, um die Speicher auf komfortable Weise zu füllen. Zwar zeigen einzelne Tage auch höhere Zuflüsse, doch fehlt bislang die notwendige Konstanz auf hohem Niveau. Sollte sich dieses Bild über einen längeren Zeitraum fortsetzen, würde dies den Speicherpfad zunehmend unter Druck setzen. Die Entwicklung deutet damit eher in Richtung eines angespannten Szenarios, wie es in der Studie unter eingeschränkter LNG-Verfügbarkeit beschrieben wird. Entscheidend wird daher sein, ob die LNG-Zuflüsse im weiteren Verlauf des Sommers nachhaltig auf ein höheres Niveau ansteigen.

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In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Freitag, den 24. April, bei 76,11 Euro/MWh und damit 18,5 Prozent über dem Vortagesniveau von 64,21 Euro/MWh. Die PV-Einspeisung erreicht morgen im Tagesmittel 17,5 GW und ist damit deutlich über dem langjährigen Mittelwert von 13,2 GW. Die Tagesspitze liegt bei 53,3 GW. Die Solarstromeinspeisung fällt etwas geringer aus als am heutigen Donnerstag, was sich in einem leicht verkürzten Negativpreiszeitraum von 11:30 Uhr bis 16:30 Uhr widerspiegelt. Am morgigen Freitag wird eine Windeinspeisung von 19,8 GW erwartet. Die Prognose liegt damit leicht unter den für heute vorhergesagten 20,5 GW allerdings über dem langjährigen Mittelwert von 12,5 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von -39,50 bis 170,21 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 905 GWh.

Die Stimmung der Unternehmen des Verarbeitenden Gewerbes war im April vor dem Hintergrund der merklichen Widrigkeiten wie der Krieg im Nahen Osten in weiten Teilen überraschend gut. Schon die jüngst veröffentlichten regionalen US-Indizes aus Philadelphia und New York ließen mit einem überraschend deutlichen Anstieg aufhorchen. Nun kehrte laut heutigen Daten Australien mit einem Einkaufsmanagerindexwert von 51,0 Punkten in die Expansionsphase zurück, Japans Industrie machte einen Sprung um satte 3,3 auf 54,9 Punkte (51-Monatshoch) nach oben und Indien hat sich vom Rückgang im März mit einem Plus von Höhe von 2,1 auf 55,9 Punkte im Reigen der Wachstumsmotoren zurückgemeldet. Die heute noch im Tagesverlauf zur Veröffentlichung anstehenden PMIs aus Großbritannien und den USA dürften dieses Bild bestätigen.

In Europa musste dagegen nach dem sehr schwachen ZEW-Konjunkturbarometer für April vom Dienstag für die heutigen Einkaufsmanagerindizes (PMI) Schlimmes befürchtet werden. Tatsächlich waren diese Sorgen unbegründet. So hellte sich in Frankreich die Stimmung der vom L’Institut national de la statistique et des études économiques (INSEE) befragten Unternehmen von 99 auf 100 Punkte auf. Dies wurde vom PMI bestätigt. Während es bei den Dienstleistungen weiter bergab ging, wartete der Index für die Industrie in Frankreich mit einem Anstieg um 2,8 auf 52,8 Punkte auf, während der Konsens von einer leichten Eintrübung um 0,5 auf 49,5 Punkte ausging. In Deutschland verbuchte der entsprechende PMI zwar einen Rückgang um 1,0 auf 51,2 Punkte, nach dem 45-Monatshoch im März ist dies aber kein Beinbruch.      

Fazit: Die fundamentalen Bedingungen für die Weltwirtschaft sind zwar nach wie vor herausfordernd (hohe Energiepreise, unsichere geopolitische Lage ) und dürften in bestimmten Branchen tiefe Bremsspuren hinterlassen. Es ist also nicht alles Gold, was glänzt. Die jüngsten Daten aber, die all die Widrigkeiten abbilden, fielen jedoch deutlich besser aus als das vielfach (zu Recht) befürchtet wurde. So gesehen besteht die gute Chance, dass die Weltkonjunktur ihren Aufwärtspfad im weiteren Jahresverlauf fortsetzt und die jüngsten Belastungen somit abstreift. Eine weitere geopolitische Eskalation sollte in diesem Zusammenhang jedoch selbstredend vermieden werden. Für die Rohstoffmärkte heißt dies, dass von konjunktureller Seite her eher wieder Rückenwind ausgeht.

In der vergangenen Woche verlor das TTF Gas Frontjahr 6,8 Prozent. Der TTF Mai-26-Kontrakt gab sogar um 11,2 Prozent nach. Die Investmentfonds setzten den entsprechenden Netto-Long-Abbau der Vorwochen fort, mit einem Rückgang um 11,6 TWh auf 260,2 TWh (minus 4,3 Prozent). Das Ausmaß fällt im Vergleich zu der Preisbewegung jedoch relativ moderat aus.

Konkret reduzierten die Fonds auf der Long-Seite ihre Positionen um 8,7 TWh auf 398,8 TWh, ein Minus von 2,1 Prozent. Der Abbau fällt deutlich geringer aus als in der Vorwoche mit 23,0 TWh. Dennoch setzt sich der übergeordnete Trend fort. Von den Hochständen über 560 TWh im Januar haben die Fonds ihre Longs mittlerweile um fast 30 Prozent zurückgefahren. Das Tempo des Abbaus verlangsamt sich, die Richtung bleibt aber klar und wurde nur kurzzeitig durch Positionsanpassungen mit Beginn des Iran-Konfliktes unterbrochen.

Auf der Short-Seite stockten die Fonds ihre Positionen leicht um 2,9 TWh auf 138,6 TWh auf, ein Zuwachs von 2,2 Prozent. Nach dem kräftigen Aufbau der vergangenen zwei Wochen fällt die Steigerung damit deutlich verhaltener aus. Seit dem Tief Ende März bei 108 TWh haben die Fonds ihre Shorts allerdings auch bereits um knapp 28 Prozent erhöht. Im längerfristigen Vergleich bleibt das Niveau aber weiterhin überschaubar. Im Januar lagen die Short-Positionen noch bei über 500 TWh.

Die Richtung bleibt dieselbe wie in der Vorwoche: Longs raus, Shorts zaghaft rein. Ein volles Vertrauen in weiter fallende Preise ist das nicht, dafür ist der Short-Aufbau zu verhalten. Die Fonds scheinen aber darauf zu setzen, dass die Risikoprämie aus dem Nahostkonflikt weiter schwindet und eine Verhandlungslösung wahrscheinlicher wird.

Russland hat angekündigt, den Transit kasachischen Rohöls über die Druschba-Pipeline ab Mai 2026 einzustellen. Dies stellt einen weiteren Belastungsfaktor für die ohnehin fragile Rohölversorgung der PCK-Raffinerie in Schwedt dar. ‍

Zentrale Rolle der PCK im regionalen Markt
Die Raffinerie Schwedt zählt mit einer Verarbeitungskapazität von rund 11,6 Mio. t pro Jahr zu den größten Standorten in Deutschland und deckt etwa 10 Prozent der nationalen Kraftstoffproduktion ab. Ihre besondere Bedeutung liegt jedoch in der regionalen Marktdominanz: Bis zu 95 Prozent der Kraftstoffversorgung von Berlin und Brandenburg werden durch PCK sichergestellt. Darüber hinaus bestehen relevante Lieferströme nach Westpolen sowie eine hohe Bedeutung für die Kerosinversorgung des Flughafens Berlin Brandenburg.
Die Produktpalette umfasst insbesondere Diesel, Ottokraftstoffe, Heizöle sowie Flugturbinenkraftstoffe. Logistisch ist die Raffinerie eng in ein regionales Pipeline- und Tanklager-Netz eingebunden, unter anderem über das Tanklager Seefeld zur Versorgung des Berliner Raums sowie über Schienen- und Straßentransporte.
Strukturelle Abhängigkeit von Pipeline-Infrastruktur
Historisch war die PCK nahezu vollständig auf die Versorgung über die Druschba-Pipeline ausgerichtet. Bis Ende 2022 wurden große Teile des Rohöls aus Russland über diese rund 5.000 km lange Leitung bezogen. Die Anlage selbst ist technisch auf die Verarbeitung entsprechender Rohölsorten optimiert, was die Umstellung auf alternative Qualitäten erschwert und Anpassungsbedarf in der Verarbeitung erfordert.
Seit dem EU-Embargo auf russisches Rohöl wurde die Versorgungsstruktur diversifiziert, bleibt jedoch infrastrukturell limitiert. Der wichtigste alternative Zuführungsweg ist die Pipeline Rostock–Schwedt, die aktuell etwa 50–60 Prozent des Rohölbedarfs decken kann. Ergänzend erfolgt seit 2023 eine teilweise Versorgung über den Hafen Danzig mit anschließender Einspeisung in das polnische Pipeline-System.
Die Einbindung kasachischer Rohöllieferungen über die Druschba war vor diesem Hintergrund ein zentraler Baustein zur Stabilisierung der Auslastung. Liefermengen aus Kasachstan ermöglichten zuletzt eine Erhöhung der Raffinerieauslastung in Richtung 70–80 Prozent, nachdem diese infolge des Wegfalls russischer Lieferungen zeitweise deutlich abgesunken war.

Aktuelle Entwicklung: Transitstopp als Stressfaktor
Vor diesem Hintergrund ist der geplante Transitstopp für kasachisches Öl als kritisch einzuordnen. Obwohl es sich formal nicht um russisches Rohöl handelt, bleibt der Transportweg über russisches Territorium politisch kontrollierbar – ein Risiko, das sich nun materialisiert.
Ein Wegfall dieser Mengen dürfte unmittelbar zu einer erneuten Reduktion der Auslastung der PCK führen. Bereits in der jüngeren Vergangenheit lag diese zeitweise bei nur rund 50 Prozent. Ohne kasachische Volumina wird die Raffinerie noch stärker auf die begrenzten Kapazitäten alternativer Lieferketten angewiesen sein.

Versorgungssicherheit und Marktimplikationen
Offizielle Stellen bewerten die Versorgungssicherheit Deutschlands weiterhin als gewährleistet. Diese Einschätzung basiert auf der Möglichkeit, fehlende Mengen durch alternative Importe – insbesondere über Seehäfen – sowie durch andere Raffineriestandorte zu kompensieren.
Aus Marktsicht ist jedoch mit folgenden Effekten zu rechnen:
• Regionale Preisaufschläge: Insbesondere im Nordosten Deutschlands könnten sich temporäre Aufschläge gegenüber anderen Regionen ergeben, bedingt durch höhere Logistikkosten und geringere lokale Produktionskapazitäten.
• Transportkapazitäten benötigt: Eine stärkere Belieferung aus westdeutschen oder internationalen Raffinerien dürfte erforderlich werden, was zusätzliche Transportkapazitäten bindet.

Eigentümerstruktur politisch komplex
Die Situation wird zusätzlich durch die Eigentümerstruktur der Raffinerie überlagert. Mehrheitseigner ist Rosneft, dessen deutsche Tochtergesellschaften seit 2022 unter Treuhandverwaltung der Bundesnetzagentur stehen. Diese Konstellation erschwert strategische Entscheidungen und Investitionen und bleibt ein politischer Unsicherheitsfaktor.

Unsere Einschätzung
Der Wegfall des kasachischen Ölangebots ist theoretisch bullish für Brent, jedoch ist Größenordnung der betroffenen Menge marginal. In Summe verdeutlicht die aktuelle Entwicklung allerdings, dass die Diversifizierung der Rohölversorgung Deutschlands zwar Fortschritte gemacht hat, jedoch weiterhin durch infrastrukturelle Engpässe und geopolitische Einflussmöglichkeiten begrenzt wird. Für Marktteilnehmer bleibt insbesondere die PCK Schwedt ein sensibler Knotenpunkt, dessen Auslastung und Versorgungssituation unmittelbare Auswirkungen auf regionale Produktmärkte haben kann.
Der potenzielle Wegfall kasachischer Lieferungen über die Druschba-Pipeline ist daher weniger als isoliertes Ereignis zu betrachten, sondern als weiterer Stresstest für die Resilienz der deutschen Ölversorgung nach dem Wegfall russischer Energieimporte und geopolitische Abhängigkeiten.

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In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Donnerstag, den 23. April, bei 64,21 Euro/MWh und damit 18,4 Prozent unter dem Vortagesniveau von 78,67 Euro/MWh. Die PV-Einspeisung erreicht morgen im Tagesmittel starke 19,8 GW und ist damit deutlich über dem langjährigen Mittelwert von 13,2 GW. Die Tagesspitze liegt bei 61 GW. Aufgrund der sehr hohen PV-Einspeisung besonders in den Mittagsspitzen zeigt das morgige Tagesprofil stark negative Stunden von 10:15 Uhr bis 17:00 Uhr. Am morgigen Donnerstag wird eine Windeinspeisung von 21,2 GW erwartet. Die Prognose liegt damit über den für heute vorhergesagten 9,3 GW und über dem langjährigen Mittelwert von 12,6 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von -56,95 bis 144,91 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 922 GWh.

Die Gasflüsse aus Norwegen erholen sich deutlich nach Abschluss einer Großwartung. Die Exportnominierung für den heutigen Tag liegt bei 303,1 mcm/d nach nur 244,9 mcm/d am Vortag. Der kräftige Anstieg ist auf das Ende der großangelegten eintägigen Wartung am Gasfeld Troll (minus 92,9 mcm/d) zurückzuführen, die gestern beendet wurde. Allerdings belasten weiterhin umfangreiche Wartungsarbeiten die verfügbare Kapazität. Im Wochenvergleich liegt die Nominierung mit 303,1 mcm/d rund 5,6 Prozent unter dem Niveau der Vorwoche. Gegenüber dem Vorjahr ergibt sich ein Minus von 8,1 Prozent.

Der EUA-Dez-26-Future legte in der Berichtswoche zum 17. April 2026 um 5,5 Prozent zu. Getrieben wurde der Anstieg auch durch einen Short-Abbau der Investmentfonds. Dieser führte dazu, dass die Netto-Long-Position um 6,7 Mio. EUA auf 41,4 Mio. EUA anstieg. Das entspricht einem Zuwachs von 19,4 Prozent gegenüber der Vorwoche und ist das höchste Niveau seit mehreren Wochen.

Auf der Long-Seite reduzierten die Fonds ihre Positionen leicht um 1,9 Mio. EUA auf 69,0 Mio. EUA. Der Rückgang von 2,7 Prozent setzt den seit Januar laufenden Abbau fort, wenngleich das Tempo deutlich nachgelassen hat. Von den Hochständen über 150 Mio. EUA Anfang des Jahres haben die Fonds ihre Longs mittlerweile mehr als halbiert. Der Anstieg der Vorwoche war somit die Ausnahme, statt der Regel.

Auf der Short-Seite wurde die Position um 8,6 Mio. EUA auf 27,5 Mio. EUA zurückgefahren, ein Rückgang von 23,8 Prozent innerhalb einer Woche. Damit haben die Fonds ihre Shorts in vier aufeinanderfolgenden Wochen von 48,7 Mio. EUA auf nunmehr 27,5 Mio. EUA nahezu halbiert. Das Niveau liegt wieder annähernd auf dem Tiefstand von Anfang 2026.

Der Preisanstieg der Vorwoche wurde somit durch Short-Covering gestützt. Die Erwartung der Woche davor, wonach die Spekulanten zaghaft Long werden, hat sich damit nicht bestätigt. Die 75-Euro-Marke, die sich aus der geplanten Erlöskalkulation des EU-Investment-Boosters ergibt, wurde zwar überwunden, doch die Zuversicht für eine anhaltende Rally zeigt sich nicht. Der stützende Rückenwind durch Friedenshoffnungen und die ausbleibenden tiefen Reformen im EU-ETS scheint nun eingepreist.

In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Mittwoch, den 22. April, bei 78,67 Euro/MWh und damit 4,7 Prozent unter dem Vortagesniveau von 82,57 Euro/MWh. Viertelstundenpreise unter 0,00 Euro/MWh zeigen sich am morgigen Mittwoch zwischen 10:00 Uhr und 16:30 Uhr, womit die Mittagsdelle ausgedehnter ist als am heutigen Liefertag. Darüber hinaus fallen die Preise um 14:00 Uhr tiefer ins Negative als die sonst häufig beobachteten, nur knapp unter null liegenden Werte. Die PV-Einspeisung erreicht morgen im Tagesmittel starke 18,7 GW und ist damit deutlich über dem langjährigen Mittelwert von 13 GW. Die Tagesspitze liegt bei 56 GW. Am morgigen Mittwoch wird eine Windeinspeisung von 10,9 GW erwartet. Die Prognose liegt damit unter den für heute vorhergesagten 12,2 GW und unter dem langjährigen Mittelwert von 12,7 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von -28,36 bis 177,51 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 956 GWh.

Am texanischen LNG-Terminal Golden Pass hat erstmals ein Tanker unter QatarEnergy-Kontrolle angelegt: Die Al Qaiyyah soll laut Kpler rund 174.000 Kubikmeter LNG laden und wäre der erste Exporttanker seit Produktionsstart an Train 1 am 30. März. Damit scheint entgegen früheren Erwartungen nicht ExxonMobil, sondern QatarEnergy den Auftakt zu machen. Am Joint Venture sind QatarEnergy mit 70 Prozent und ExxonMobil mit 30 Prozent beteiligt. Das Projekt stärkt die LNG-Exportkapazitäten der USA und entlastet die derzeit angespannten globalen Gasmärkte.

Ebenfalls entlastend wirkt die Meldung, dass die LNG-Produktion im Ras-Laffan-Komplex von QatarEnergy nach den Störungen Anfang März eine teilweise und ungleichmäßige Erholung zeigt, wobei einige Anlagen wieder mit voller Kapazität laufen, während andere weiterhin eingeschränkt sind. Satellitendaten und Marktquellen deuten laut Kpler darauf hin, dass insbesondere kleinere Anlagen wieder aktiv sind, während größere Einheiten teils nur mit niedriger Auslastung oder aufgrund technischer Probleme operieren.

Die Energiepreise ziehen am Dienstag wieder deutlich an. Das TTF Gas Frontjahr notiert gegen 16 Uhr 4 Prozent im Plus, das Frontquartal und der Frontmonat rund 5 Prozent. Hintergrund sind wieder steigende Unsicherheiten rund um die US-Iran-Waffenruhe, deren Ablauf am Mittwochabend (Ortszeit Washington) näher rückt. Trump machte in einem CNBC-Interview klar, dass er eine Verlängerung der Waffenruhe mit Iran ablehnt und die USA in einer starken Verhandlungsposition sieht. „I don't want to do that. We don't have that much time“, womit er Zeitdruck in den Verhandlungen signalisiert. Zwar besteht die Möglichkeit weiterer Gespräche, an denen Iran laut eigenen Angaben noch eine Teilnahme prüft, doch bleibt die Lage unsicher. Trump unterstrich die harte Verhandlungsstrategie der USA und erklärte zugleich: „I expect to be bombing“, falls keine Einigung erzielt wird. Die Aussage, das Militär „raring to go“, reichte aus, um die Risikoprämien im Markt wieder zu erhöhen.

Gleichzeitig signalisiert der Iran nun doch die Bereitschaft, ein Verhandlungsteam nach Pakistan zu entsenden, und Xi Jinping sprach sich Medienberichten zufolge erstmals öffentlich für eine Wiedereröffnung der Straße von Hormus aus. Ist es nur eine erneute aggressive Rhetorik im Vorfeld von Verhandlungen, um die Position zu stärken? Die Marktreaktion legt nahe, dass ein erneutes Eskalationsszenario zumindest ernst genommen wird, auch wenn „Headline-Trading“ nicht ausgeschlossen werden kann. Zwischen TACO und Eskalation ist somit weiterhin jederzeit alles möglich.

Der Brent‑Crude‑Juni‑Future befand sich von März bis Anfang April in einem dynamischen Aufwärtstrend oberhalb der grün gestrichelten Aufwärtstrendlinie. Das Trendhoch wurde am 19.03. bei 112,12 USD/bbl markiert, wo sich gleichzeitig das obere Bollinger‑Band (111,24 USD/bbl) befindet. Dieser Bereich stellt ein starkes Widerstandscluster dar, welches sich in den vergangenen Wochen als außerordentlich hartnäckig erwiesen hat und mehrfach erfolgreich verteidigt wurde.

Anfang April notierte der Kontrakt noch im Bereich von 110 USD/bbl, bevor aufkommende Friedenshoffnungen zwischen USA und Iran starken Verkaufsdruck auslösten. Der Future brach abrupt ein und testete die zentrale Unterstützungszone um 90 USD/bbl. Die Relevanz der 90-USD-Marke wurde am vergangenen Freitag erneut eindrucksvoll unter Beweis gestellt. Intraday ging es im Tagestief hinab bis auf 86 USD/bbl, der Schlusskurs lag mit 90,36 USD/bbl erneut knapp darüber. Der gescheiterte Versuch, die Nackenlinie des potenziellen Triple-Tops zu unterschreiten, erwies sich somit als “Intraday-Fake-out”. Der Ausbruch nach unten wurde innerhalb derselben Handelssitzung wieder zurückgenommen und der Brent-Future kehrte in die ursprüngliche Range zwischen 90-112 USD/bbl zurück. Derartige Muster entstehen häufig, wenn institutionelle Marktteilnehmer gezielt die Stopp‑Orders anderer Trader auslösen, um sich anschließend zu günstigeren Kursen in die Gegenrichtung zu positionieren. Die typische Marktreaktion nach einem bestätigten Fake‑out ist eine beschleunigte Bewegung in die entgegengesetzte Richtung des Ausbruchs, da sich nun sowohl ausgestoppte Trader re‑positionieren als auch neue Marktteilnehmer das Fehlsignal als konträres Handelssignal nutzen. In der aktuellen Handelswoche besteht somit eine erhöhte Gefahr für wieder steigende Ölpreise in Richtung 100 USD/bbl. Aufgrund der hohen Korrelation könnte der zu erwartende Rebound im Ölmarkt auch auf Gas und somit Strom abfärben. Insbesondere oberhalb von 100 USD/bbl wird es wieder bullisher mit Kursziel Oberkante Trading-Range bei 110 USD/bbl.

In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Dienstag, den 21. April, bei 82,57 Euro/MWh und damit 15,5 Prozent unter dem Vortagesniveau von 97,71 Euro/MWh. Das Tagesprofil zeigt eine ausgeprägte Mittagsdelle infolge der sehr hohen PV-Einspeisung. Die Viertelstundenpreise bewegen sich zwischen 11:45 Uhr und 16:15 Uhr um die Nulllinie. Diese sogenannten „Schnorchelstunden“ dürften sich im Sommer zunehmend als etablierte Marktdynamik herausbilden. Die PV-Einspeisung erreicht morgen im Tagesmittel 13,6 GW und ist damit leicht über dem langjährigen Mittelwert von 13 GW. Die Tagesspitze liegt bei starken 57,8 GW. Am morgigen Dienstag wird eine Windeinspeisung von 16,1 GW erwartet. Die Prognose liegt damit unter den für heute vorhergesagten 22,9 GW allerdings über dem langjährigen Mittelwert von 12,7 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von -5,11 bis 154,33 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 888 GWh.

Die geopolitische Lage im Nahen Osten bleibt weiterhin hochgradig angespannt und unübersichtlich, was am Montag die Risikoaufschläge bei den Gas- und Strompreisen stützt. Im Gegensatz dazu geben die EUA-Notierungen erwartungsgemäß nach. Insgesamt fällt die Reaktion an den Energiemärkten jedoch vergleichsweise moderat aus. Diese verhaltene Marktreaktion erscheint insofern bemerkenswert, als iranische Medien Berichte über mögliche Friedensgespräche mit den USA aktuell eindeutig zurückweisen. Für erhebliche Irritation sorgten die Meldungen am Freitag, dass die Straße von Hormuz während des laufenden Börsenhandels kurzfristig geöffnet und unmittelbar nach Handelsschluss wieder geschlossen wurde. Diese Entwicklung hatte konkrete Auswirkungen auf den Schiffsverkehr im Persischen Golf. Zahlreiche Schiffe mussten auf offener See umkehren. Gleichzeitig berichtet Kpler zum Wochenstart, dass am Samstag mehr als 20 Schiffe die Meerenge passieren konnten, die höchste Zahl an Durchfahrten seit dem 1. März. Darüber hinaus hält US-Finanzminister Scott Bessent, ehemaliger Hedgefondsmanager, eine weitere zeitnahe Entspannung am Ölmarkt für möglich: "The gas(oil) prices will start coming down pretty quickly...”

Nach dem stärkeren Verkaufsdruck zum Wochenausklang am Freitag starten die Energiemärkte die neue Handelswoche 17 mit spürbaren Aufschlägen. Der TTF Gas Frontmonat springt beispielsweise 2,66 Euro/MWh nach oben zur Eröffnung und notiert rund 4 Prozent fester. Am Freitag ließ die Ankündigung des Irans einer einseitigen Öffnung der Straße von Hormus für Handelsschiffe während der Waffenruhe die Öl- und Gaspreise noch deutlich einbrechen. Nun sind die wachsende Sorge vor einem Scheitern der Feuerpause ein erneuter Preistreiber: Die USA beschlagnahmten am Wochenende ein iranisches Frachtschiff, Teheran drohte mit Vergeltung und lehnte neue Verhandlungen in Islamabad ab.

In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Freitag, den 17. April, bei 104,65 Euro/MWh und damit 5,5 Prozent unter dem Vortagesniveau von 110,68 Euro/MWh. Die Abendspitze nähert sich wie in den vergangenen Tagen bereits beobachtet preislich weiter den Morgenstunden. Die PV-Einspeisung erreicht morgen im Tagesmittel 13,6 GW und ist damit über dem langjährigen Mittelwert von 12,7 GW. Die Tagesspitze liegt bei 42,1 GW. Am morgigen Freitag wird eine Windeinspeisung von 2,1 GW erwartet. Die Prognose liegt damit unter den für heute vorhergesagten 5,5 GW und unter dem langjährigen Mittelwert von 12,9 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von 20,08 bis 183,51 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 908 GWh.

Eine Analyse der Forschungsstelle für Energiewirtschaft zeigt laut Handelsblatt, dass Batteriespeicher allein nicht ausreichen, um längere Dunkelflauten zu überbrücken, da ihre Kapazität um den Faktor 20 bis 40 ausgebaut werden müsste. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche verweist auf konkrete Engpassphasen, in denen erneuerbare Energien an zwei Tagen unter zehn Prozent, an sieben Tagen unter zwanzig Prozent und an elf Tagen unter vierzig Prozent der Stromnachfrage deckten, und folgert: „Wenn man diese Zahlen sieht, kann man nicht auf die Idee kommen, man brauche keine gesicherte Kraftwerksleistung, das könne man mit ein paar Batterien regeln“. Gleichzeitig zeigen Studien und Branchenanalysen, dass Batteriespeicher als Ergänzung zu Gaskraftwerken erhebliche Kosteneinsparungen ermöglichen können. Die wirtschaftlich sinnvolle Lösung liegt daher voraussichtlich in einem Technologiemix aus Gas und Speichertechnologien zur Sicherung der Stromversorgung.

Unsere Einschätzung: Reiche verteidigt mit ihren Aussagen ihre Kraftwerksstrategie gegen Kritiker, die den Sinn von neuen Gaskraftwerken in Frage stellen. Die Zahlen zeigen jedoch, dass Gaskraftwerke weiterhin eine wichtige Rolle spielen werden, insbesondere, weil aus politischen Gründen Kernkraftwerke in Deutschland nicht möglich sind. Das führt zu einem anderen kontroversen Thema: Angesichts der politisch unvorteilhaften Abhängigkeit von den USA im Bereich LNG, nehmen Forderungen nach einer deutschen Gasförderung zu. Deutschland könnte sich über Jahrzehnte selbst versorgen, müsste aber dafür - wie auch die USA - auf Fracking-Technologie setzen.

Haben Sie Interrese am Thema Energiespeicher? Unsere enerchase-Akademie richtet am 28. Mai das Seminar "Batteriespeicher – Wirtschaftlicher Betrieb und Marktintegration" aus.

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Die heute zahlreich veröffentlichten Konjunkturdaten Chinas haben erneut überrascht. So expandierte das preis- und saisonbereinigte BIP im ersten Vierteljahr um 5,0% ggü. Vorjahr und übertraf damit die Konsenserwartungen um +0,2 Prozentpunkte. Das Gleiche galt für die Industrieproduktion, die im März um 5,7% ggü. Vorjahr (e: +5,5%) zulegte. Damit stieg diese im ersten Quartal im Jahresvergleich um merkliche 6,1%, was die anhaltende Bedeutung des Verarbeitenden Gewerbes als wichtigster Wachstumsmotor der Wirtschaft unterstreicht. Diese wurde auch anhand der Warenausfuhr deutlich, die in Q1 um 14,7% ggü. Vorjahr hochschnellte – das höchste Wachstum seit Anfang 2022. Etwas enttäuschend war dagegen das verhaltene Plus der Einzelhandelsumsätze in Höhe von 1,7% ggü. Vorjahr sowie der Anstieg der Arbeitslosenquote um 0,2 PP auf 5,4% jeweils für März.

Letzteres soll aber den positiven Gesamteindruck, den die Wirtschaft des Reichs der Mitte in den ersten drei Monaten hinterließ, nicht schmälern. Vor allem die Tatsache, dass die Sachanlageinvestitionen erneut expandierten, muss positiv erwähnt werden. Dagegen hielt der Abschwung am Immobilienmarkt an: Hier sanken die Investitionen von Januar bis März dieses Jahres um 11,2% ggü. Vorjahr, nach einem Rückgang von 9,9% im gleichen Zeitraum des Vorjahres.

Fazit: Die Wirtschaft Chinas präsentierte sich im ersten Vierteljahr angesichts der zahlreichen Widrigkeiten durchaus robust. Wenn kein weiterer Gegenwind aus dem USA-Iran-Krieg hinzukommt, dürfte dies für den Rest des Jahres auch so bleiben. Die Finanzmärkte haben den Konflikt im Nahen Osten ohnehin bereits ad acta gelegt, was vor allem für die Aktienindizes S&P 500 oder Nikkei 225 gilt, die gestern bzw. heute sogar ein Rekordhoch verzeichneten. So gesehen ist es nachvollziehbar, dass der IWF in seiner neuesten Prognose die BIP-Perspektiven für China mit +4,4% für dieses und mit +4,0% für 2027 nach wie vor recht ordentlich einstufte. Vor diesem Hintergrund sind daher aber auch die Abwärtsperspektiven der energieintensiven Rohstoffe, die ja ebenfalls seit Tagen fleißig den Irankrieg auspreisen, rein aus konjunktureller Sicht begrenzt.

Der API#2 Kohle‑Future Cal 27 verzeichnete seit Jahresbeginn 2026 ausgehend vom Tief bei 95,65 USD/t eine beeindruckende Rally bis auf ein Trendhoch von 140 USD/t am 19. März. Der Kursanstieg betrug rund 46 Prozent innerhalb weniger Wochen. Damit überwand der Kontrakt sämtliche relevante gleitende Durchschnitte und etablierte einen steilen Aufwärtstrend (rot gestrichelt). Nach Ausbildung des Hochs gelang jedoch keine Fortsetzung der Rally. Am 30. März wurde lediglich ein tieferes Verlaufshoch markiert, und Anfang April fiel der Future unter das 23,6%-Fibonacci-Retracement sowie unter das mittlere Bollinger Band (125,5 USD/t) und den rot gestrichelten Aufwärtstrend. Damit wurde gleichzeitig eine klassische Schulter‑Kopf‑Schulter‑Topformation bestätigt, ein starkes charttechnisches Umkehrsignal, das den anschließenden Verkaufsdruck begründete. Am 15. April nähern sich die Preise nun einer markanten Unterstützungszone im Bereich von 110–111 USD/t, wo das 61,8%‑Fibonacci‑Retracement der gesamten Aufwärtsbewegung (110,63 USD/t) mit der steigenden 200‑Tage‑Linie (111,33 USD/t) zusammenfällt. Der RSI befindet sich bereits im klar überverkauften Terrain, was eine technische Gegenbewegung begünstigt. Entscheidend ist nun das Auftreten bullischer Candlestick‑Umkehrsignale auf diesem Support-Cluster. Gelingt die Stabilisierung nicht und fällt der Kontrakt per Tagesschluss unter 110 USD/t, wäre simultan auch die 200‑Tage‑Linie unterschritten und ein weiterer Rückgang in Richtung 100 USD/t und 95,65 USD/t wahrscheinlich.

Der EUA-Dez-26-Future legte in der Berichtswoche zum 10. April 2026 um 2,1 Prozent zu und schloss bei 72,82 Euro/t CO2. Die Investmentfonds beendeten den symmetrischen Positionsabbau der Vorwochen und verschoben ihre Gewichtung leicht zugunsten der Long-Seite. Die Netto-Long-Position der Investmentfonds stieg um 1,9 Mio. EUA auf 34,7 Mio. EUA. Das entspricht einem Zuwachs von 5,8 Prozent gegenüber der Vorwoche. Nach wochenlangem Rückzug auf beiden Seiten ist das ein erstes zaghaftes Richtungssignal.

Auf der Long-Seite stockten die Fonds ihre Positionen leicht um 0,4 Mio. EUA auf 70,9 Mio. EUA auf. Der Zuwachs von 0,5 Prozent ist zwar gering, markiert aber eine Trendwende. Seit Mitte Januar hatten die Fonds ihre Long-Positionen kontinuierlich von über 150 Mio. EUA auf rund 70 Mio. EUA abgebaut. Dieser Abbau scheint nun vorerst gestoppt. Auf der Short-Seite setzten die Fonds den Rückzug fort. Die Short-Positionen fielen um 1,5 Mio. EUA auf 36,2 Mio. EUA, ein Minus von 4,0 Prozent. Damit haben die Fonds ihre Shorts in drei aufeinanderfolgenden Wochen von 41,9 Mio. EUA auf 36,2 Mio. EUA reduziert. Das Niveau nähert sich wieder den Tiefständen vom Januar/Februar, als die Shorts teils unter 23 Mio. EUA lagen.

Die leichte Verschiebung auf die Long-Seite deutet darauf hin, dass die Investmentfonds den preislichen Boden bei EUA vorerst als erreicht einschätzen. Die jüngsten Veröffentlichungen der EU zu möglichen Markteingriffen im EU-ETS haben den Markt nicht weiter unter Verkaufsdruck gesetzt. Offenbar bewerten die Fonds einen starken regulatorischen Eingriff als unwahrscheinlicher. Sollte sich diese Einschätzung bestätigen, dürfte die Netto-Long-Position in den kommenden Wochen weiter zulegen. Der Aufbau erfolgt bislang aber behutsam, was angesichts der weiterhin unklaren regulatorischen und geopolitischen Lage nachvollziehbar ist.