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

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

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

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Der kürzlich veröffentlichte World Energy Outlook 2025 der IEA umfasst 520 Seiten geballter Analysen und rückt die Energiesicherheit wieder ins Zentrum, nicht nur bei Öl und Gas, sondern auch bei Strominfrastruktur und kritischen Mineralien. Die IEA hebt dabei zunehmend die Verwundbarkeit der Stromsysteme hervor, von Netzausbau und Reservekapazitäten über Cyberangriffe und Extremwetter bis hin zu Engpässen bei Netzkomponenten. Für Politik und Unternehmen wird damit nicht nur die Dekarbonisierung zu einer zentralen strategischen Aufgabe. Genauso wichtig ist die Robustheit des elektrischen Systems. In allen Szenarien steigt der Bedarf an Strom und Energiedienstleistungen weiter. Unterschiedliche Technologien, Politikpfade und Risiken führen dabei zu sehr verschiedenen Verläufen bei Preisen, Handelsströmen und Emissionen.

Szenarien Überblick

Der Bericht arbeitet mit drei Hauptszenarien. Im Current Policies Scenario werden nur bereits umgesetzte Maßnahmen berücksichtigt und die Transformation verläuft eher langsam.

Im Stated Policies Scenario fließen zusätzlich angekündigte aber noch nicht voll implementierte Politiken und Strategien ein und es gilt damit als pragmatischer Main Case.

Das Net Zero Emissions by 2050 Scenario beschreibt einen Pfad zur Begrenzung der Erwärmung auf etwa 1 Komma 5 Grad mit sehr schneller Dekarbonisierung.

Energiesicherheit und Mineralien

Energiesicherheit wird deutlich breiter verstanden. Neben klassischen Angebotsrisiken bei Öl und Gas rücken kritische Mineralien in den Mittelpunkt. Das zentrale Risiko ist die starke Konzentration in der Verarbeitung. China dominiert als einzelnes Land die Raffination von 19 von 20 strategischen Mineralien mit rund 70 Prozent Marktanteil und mehr als die Hälfte dieser Rohstoffe unterliegt inzwischen Exportkontrollen. Diese Mineralien sind entscheidend für Stromnetze Batterien Elektrofahrzeuge aber auch für Halbleiter Luftfahrt und Verteidigung. Marktkräfte allein werden diese Konzentration nicht auflösen. Ohne gezielte Industrie und Handelspolitik bleibt die Abhängigkeit von wenigen Anbietern hoch und wird damit zu einem harten geopolitischen Hebel. Parallel nehmen physische Risiken zu. Extremwetter Cyberangriffe und operative Störungen treffen vor allem Stromnetze. Jährlich sind Hunderte Millionen Haushalte von Unterbrechungen betroffen und in einem Großteil der Fälle sind Übertragungs und Verteilnetze das Nadelöhr.

Zeitalter des Stroms

Die Internationale Energieagentur spricht ausdrücklich vom Age of Electricity. Die Stromnachfrage wächst deutlich schneller als der gesamte Energieverbrauch. Bis 2035 steigt der weltweite Stromverbrauch im Current Policies und im Stated Policies Scenario ungefähr um 40 Prozent im Net Zero Pfad sogar um mehr als 50 Prozent. Treiber sind Klimatisierung Elektromobilität Wärmepumpen neue Industrieprozesse Rechenzentren und Anwendungen rund um Daten und künstliche Intelligenz. Rund die Hälfte der globalen Energieinvestitionen fließt bereits in Stromerzeugung und Elektrifizierung der Endverbraucher. Allerdings hinken Netze und Flexibilitätsoptionen hinterher. Während die jährlichen Investitionen in Erzeugung seit 2015 stark gestiegen sind liegen Grid Investitionen noch deutlich darunter. Die Folge sind Netzengpässe verzögerte Netzanschlüsse von Wind und Solar steigende Systemkosten häufigere Abregelung und mehr Phasen negativer Preise an Großhandelsmärkten. Batteriespeicher wachsen dynamisch und liefern wichtige Kurzfrist Flexibilität. Sie können aber saisonale Schwankungen und Strukturreserven nicht allein abdecken. Steuerbare Kapazität und Nachfrageflexibilität bleiben systemkritisch.

Regionale Verschiebungen

Das Zentrum der Energienachfrage verschiebt sich weiter. Die Dynamik verlagert sich von den klassischen Industrieländern und China hin zu Indien Südostasien Teilen des Nahen Ostens Lateinamerika und Afrika. Diese Länder treiben künftig einen großen Teil des Wachstums bei Fahrzeugbestand Stromverbrauch und Industrie. Viele dieser Regionen verfügen über sehr gute Solareinstrahlung aber oft nur über begrenzte eigene Öl und Gasressourcen. Das verstärkt den Anreiz für den Ausbau von Solar und anderen erneuerbaren Technologien und erhöht gleichzeitig den Strombedarf für Kühlung. China bleibt dennoch der größte Markt und Hersteller für erneuerbare Technologien. Ein erheblicher Teil des globalen Zubaus an Solar und Batteriekapazität sowie ein wachsender Anteil der Exporte von Elektrofahrzeugen kommt von dort. Das senkt Kosten global schafft aber auch neue Abhängigkeiten in den Wertschöpfungsketten der Energiewende.

‍Öl: Kurzfristig wirken die Ölmärkte gut versorgt. Produktion in den Amerikas wächst stark und die Nachfrage steigt nur moderat. Mittelfristig laufen jedoch natürliche Förderrückgänge in bestehenden Feldern durch und erfordern zusätzliche Projekte. Im Current Policies Scenario wächst die globale Ölnachfrage bis 2050 weiter und erreicht Werte im Bereich von gut 110 Millionen Barrel pro Tag. Im Stated Policies Scenario bildet sich um das Jahr 2030 ein Plateau in etwa bei gut 100 Millionen Barrel pro Tag bevor die Nachfrage langsam sinkt. Wichtige Treiber für die Wende sind Elektromobilität Effizienz und Substitution im Straßenverkehr.

Gas: Seit der Gaskrise wurden enorme Investitionen in neue Flüssiggas Kapazitäten angestoßen. Bis 2030 kommt eine Welle neuer Exportterminals auf den Markt mit Schwerpunkten in den Vereinigten Staaten Katar und Kanada. Im Stated Policies Scenario reicht die Nachfrageentwicklung in Europa und China jedoch nicht aus um alle neuen Mengen aufzunehmen. Daraus ergibt sich zur Dekade Mitte ein Angebotsüberhang. Ein Teil wird in preissensorische Märkte wie Indien und andere Teile Asiens umgelenkt was den Preis dort senkt und Kohle zu Gas Wechsel begünstigt.

Kohle: Die Perspektive für Kohle wird vor allem in Asien entschieden. In Emerging Markets vor allem in China Indien Indonesien und Südostasien fließt etwa die Hälfte des globalen Kohleverbrauchs in die Stromerzeugung. Im Stated Policies Scenario sorgt ein sehr hoher Zubau an erneuerbaren Kapazitäten in diesen Regionen für einen strukturellen Rückgang des globalen Kohlebedarfs. Im Current Policies Scenario bleiben Netzintegration und Systemflexibilität weiter limitierend was dazu führt dass Kohle länger im System bleibt.

Erneuerbare: Unabhängig vom Szenario wachsen erneuerbare Energien schneller als jede andere große Energieträgergruppe. Solar Photovoltaik führt den Zubau an gefolgt von Wind Wasser Biomasse und Geothermie. Im Current Policies Scenario decken erneuerbare Energien trotz Gegenwind noch immer den größten Anteil des zusätzlichen Energiebedarfs. Im Stated Policies Scenario bleibt der globale Ausbau sehr dynamisch und nähert sich bis 2030 dem Ziel einer Verdreifachung der erneuerbaren Kapazität gegenüber 2022 an.

Nuklearenergie: Nach zwei Jahrzehnten Stagnation erlebt Nuklearenergie eine Renaissance. Mehr als 40 Länder beziehen Atomkraft wieder in ihre Strategien ein oder verstärken ihr Engagement. Weltweit befinden sich über 70 Gigawatt an neuer Leistung im Bau. Gleichzeitig entstehen neue Geschäftsmodelle rund um kleine modulare Reaktoren oft mit Fokus auf die Versorgung energieintensiver Rechenzentren. Insgesamt steigt die globale Nuklearkapazität bis 2035 voraussichtlich um mindestens ein Drittel.

Emissionen: Rund 730 Millionen Menschen verfügen weiterhin über keinen Zugang zu Strom. Emissionsseitig erreichen energiebedingte Kohlendioxid Emissionen im Jahr 2024 einen Rekordwert von rund 38 Gigatonnen. Im Current Policies Scenario verharren sie etwa auf diesem Niveau und führen gegen Ende des Jahrhunderts zu einer Erwärmung von beinahe drei Grad. Im Stated Policies Scenario fallen sie bis Mitte des Jahrhunderts auf Werte unter 30 Gigatonnen was etwa einem Pfad von zweieinhalb Grad entspricht. Im Net Zero Szenario ist aufgrund der hohen Emissionen der letzten Jahre ein Überschießen über 1 Komma 5 Grad unvermeidlich. Eine Rückkehr unter diese Marke bis 2100 gelingt nur durch sehr schnelle Transformationsschritte und den massiven Einsatz von Methoden zur Kohlendioxid Entfernung die heute noch nicht im großen Maßstab erprobt sind.

Chart: LNG Exportkapazitäten bis 2030: Die IEA zeigt die LNG Exportkapazitäten der Vereinigten Staaten Katars und Australiens von 2005 bis 2030 in Milliarden Kubikmetern pro Jahr. Die USA starten bis Mitte der 2010er Jahre praktisch bei null, steigen dann sehr dynamisch an und überholen um die Mitte der 2020er zunächst Australien und bis 2030 klar auch Katar, sodass sie mit knapp 300 Milliarden Kubikmetern projiziert größter Exporteur werden. Katar baut seine Kapazitäten vor allem bis etwa 2011 stark aus und verharrt danach lange bei gut 100 Milliarden Kubikmetern, bevor die Projektionen einen moderaten weiteren Anstieg zeigen, während Australien seine Kapazitäten bis etwa 2020 auf rund 120 Milliarden Kubikmeter erhöht und danach nur noch leicht zunimmt.

PDF: https://iea.blob.core.windows.net/assets/5306bae2-1f99-402f-8d14-542bfa0ae96e/WorldEnergyOutlook2025.pdf

Webinar: https://www.youtube.com/watch?v=wlkPAr0L65A&t=2s

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Der Frontmonat des Erdgaspreises NL TTF (rote Linie im Diagramm unten) neigt seit Wochen im Trend zur Schwäche. Zuletzt bildete dieser ein Verlaufstief aus, welches weitere Kursrückgänge schon allein aus charttechnischer Sicht impliziert. Doch ist es so wie es scheint? Betrachtet man sich nämlich das UK NBP Pendant (Balkenchart im Diagramm unten) kann festgestellt werden, dass hier von einem Verlaufstief keine Rede sein kann. Vielmehr schwankt dieses nach wie vor komfortabel zwischen rund 76 und 86 GBp/therm seitwärts. Gerade am Reihenende, also in den letzten Tagen, hat sich somit die Lücke zwischen UK NBP und NL TTF spürbar vergrößert, so dass NL TTF - isoliert betrachtet - einen negativen Eindruck vermittelt.

Warum aber ist die Schere überhaupt aufgegangen? Hier kommt das britische Pfund ins Spiel. Dieses neigt seit dem 22. Oktober gegenüber dem Euro spürbar zur Schwäche (dünne blaue Linie im Diagramm unten). Mit anderen Worten: Ohne die Abwertung des britischen Pfundes hätte es den Fall von NL TTF unter die Marke von 31 Euro/MWh nicht gegeben. Bei NL TTF Cal 26 ist der Durchbruch noch deutlicher sichtbar. So gesehen kam c. p. der Festlanderdgaspreis zuletzt nicht mehr „fundamental“ unter Druck (Witterung, Angebot usw.) , sondern über die Währungsschiene. Ein Erdgasanalyst sollte/müsste daher auch Experte für das Währungspaar EUR/GBP sein oder zumindest dessen Entwicklung stets im Auge behalten.

Das britische Pfund ist aufgrund der Wachstumsschwäche auf der Insel sowie der damit verbundenen anhaltenden Zinssenkungsphantasie der Bank of England wohl auch künftig unter Druck, zumal die EZB ihre Leitzinssenkungen bis auf Weiteres beendet hat. So gesehen könnte einerseits argumentiert werden, dass die Belastungen für Erdgas NL TTF wegen der GBP-Schwäche erhalten bleiben bzw. verstärkt werden. Andererseits könnte aber auch gesagt werden, dass es sich seit einigen Tagen nicht mehr um eine „reine“ Erdgasschwäche handelt, sondern vor allem um eine Schwäche des britischen Pfundes. Das ändert zwar am Ergebnis nichts,  qualitativ ist es aber eine ganz andere Aussage.

Wie von uns erwartet (siehe u.a. Weekly-Call vom 13. November) sind die Wirtschaftsdaten Chinas für Oktober überwiegend enttäuschend ausgefallen. Dies galt zwar nicht für den Einzelhandelsumsatz, der im Oktober um 2,9% ggü. Vorjahr expandierte (e: +2,7%) sowie die Arbeitslosenquote, die sich um 0,1 PP auf 5,1% zurückbildete, wohl aber für die wichtige Industrieproduktion. Diese expandierte letzten Monat – auch wegen der Verzerrungen durch die „Golden Week“, die auch schon die Exporte „störte“ – gerade einmal um 4,9% ggü. Vorjahr, nach zuvor +6,5%. Das war nicht nur deutlich weniger als mit +5,5% erwartet, sondern auch der niedrigste Werte seit August 2024. Zudem enttäuschten die Sachanlageinvestitionen mit einem Rückgang um 1,7% ggü. Vorjahr in den ersten zehn Monaten dieses Jahres die Konsensprognosen von -0,8% deutlich. Allein im Oktober war ein Minus in Höhe von 11,4% ggü. Vorjahr zu verzeichnen, erneut angeführt von sehr schwachen Bauinvestitionen, aber auch Rückgängen in Infrastrukturmaßnahmen.

Trotz der enttäuschenden Konjunkturdaten aus der Industrie förderte China im Oktober 406,75 Mio. Tonnen Kohle. Das waren zwar 2,3% weniger als im Oktober letzten Jahres, in diesem Jahr im Vergleich aber ein durchaus ordentlicher Wert. In den ersten zehn Monaten förderte China damit 3,97 Mrd. Tonnen, ein Plus von 1,5% ggü. Vorjahr. Das war auch notwendig, da sich bspw. die Stromerzeugung allein im Oktober auf über 800 TWh belief und damit fast 8% höher war als im Oktober 2024.

Fazit: Die preisbelastenden Faktoren sind seit geraumer Zeit in der Überzahl. Dies gilt nicht nur für Erdöl und Erdgas, sondern mit den heutigen Daten auch für die Kohle. Da zudem die Aktienmärkte in den USA gestern vor allem durch Verkäufe im Tech-Bereich einen erneut heftigen Schwächeanfall erlitten haben, sind die Vorzeichen für die Rohstoffmärkte so kurz vor dem Wochenende nicht gerade rosig.

In der aktuellen Handelswoche ging es bis Donnerstagvormittag wieder dynamisch aufwärts, sodass das Vorwochenhoch (82,41 Euro/t CO2) temporär überwunden wurde (82,79 Euro/t CO2). Anschließend setzten jedoch wieder Kursrücksetzer ein, gegen 14 Uhr notiert der Dezember-Future bei rund 81,50 Euro/t CO2.

nEHS: Preisband soll auch 2027 gelten

Die Bundesregierung plant, den Preisrahmen von 55 bis 65 Euro/t CO2 im nationalen Emissionshandel (nEHS) um ein Jahr bis 2027 zu verlängern, um starke Preisschwankungen beim Heizen und Tanken zu vermeiden. Grund ist die Verschiebung des europäischen Emissionshandelssystems für Verkehr und Gebäude (ETS2) auf 2028.

EU–UK: Mandat für ETS-Verknüpfung

Die EU-Mitgliedstaaten haben einem Mandat zugestimmt, um mit dem Vereinigten Königreich über eine Verknüpfung ihrer Emissionshandelssysteme (ETS) zu verhandeln. Ziel ist es, die jeweiligen CO2-Märkte zu verbinden und so gegenseitige CO2-Grenzausgleichsabgaben zu vermeiden.

(Mehr Details unter Energy-News -> CO2-Marktbericht)

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Für den Winter 2025/26 rückt ein mögliches Sudden Stratospheric Warming (SSW) als wichtiger Risikofaktor für die Energiemärkte in den Fokus. Vereinfacht gesagt: Bei einem SSW gerät der „Kälteschutzring“ um die Arktis, also der Polarwirbel, aus dem Gleichgewicht und kalte Luft kann deutlich leichter in Richtung USA, Europa und Asien ausbrechen. Passiert das bereits im Dezember, steigen die Chancen für mehrere Kältewellen im weiteren Winterverlauf spürbar an. Für Gas- und Strommärkte bedeutet dies, dass Heiznachfrage kurzfristig deutlich zulegen kann, während die Angebotsseite nur begrenzt flexibel reagieren kann und damit Preisanstiege und höhere Volatilität wahrscheinlicher werden. In Europa könnten die ohnehin angespannten Gaspreise zusätzliche Kälteschocks erfahren, besonders in Nord- und Mitteleuropa, wo verstärkter Verbrauch die Speicher schneller leeren könnte. In den USA würde ein kälterer Winter auf bereits steigende Stromnachfrage durch Rechenzentren und künstliche Intelligenz treffen, was Großhandelspreise weiter in die Höhe treiben kann. Gleichzeitig erlebt der US-Markt bereits die ersten spürbaren Auswirkungen: US-Erdgasfutures für Dezember haben ein Viermonatshoch erreicht, getragen von einem frühen Kälteeinbruch sowie kräftigen LNG-Exportflüssen. In Asien, vor allem in China und Japan, könnte ein kälterer Winter die Gasnachfrage erhöhen und den globalen LNG-Markt zusätzlich unter Druck setzen, wodurch sich Preisspitzen über die regionalen Märkte hinweg bilden könnten. Aus Handelssicht ist ein SSW daher kein meteorologisches Detail, sondern ein potenzieller Trigger für kurzfristige Preisrallys.

Nach Bloomberg Analysteneinschätzungen wird in den USA mit den ersten deutlicheren Kälteimpulsen ab Mitte bis spät Dezember gerechnet, besonders im Norden von der Pazifikküste bis Neuengland. Für Europa sehen die Modelle trotz insgesamt milder Grundtendenz eine erhöhte Wahrscheinlichkeit für wiederholte Kältephasen im Dezember und Januar, insbesondere in Nord- und Mitteleuropa, wo blockierende Wetterlagen häufiger auftreten könnten.

Einschätzung von Energy Weather: ".... es ist nicht sicher ob es zu einen Stratospheric Warming Event kommt. Unabhängig davon sehen wir einen deutlichen Rückgang der stratosphärischen Winde in den nächsten zwei Wochen und damit eine gestörte Zirkulation. Nächste Woche hat dies ein Blocking auf dem Atlantik zur Folge, das Europa einen Kaltlufteinbruch beschert. In der KW 48 sehen die Modelle eine zunehmende Tiefdruckaktivität, die verspätet und kurzlebig sein könnte. In der KW 49 könnte dann wieder ein Blocking entstehen, diesmal weiter östlich bei UK oder über Zentraleuropa. Damit würden dann auch die Risiken für eine Dunkelflaute wieder steigen. Also kein erneuter Kaltlufteinbruch für Europa, aber ein erhöhtes Risiko für eine windschwache Phase."

Die Grafik im Anhang zeigt die Temperaturabweichung in etwa 10 hPa Höhe in der Stratosphäre für den 24. November 2025. Das große rote Gebiet über der Arktis steht für deutlich höhere Temperaturen als im Mittel und signalisiert ungewöhnlich starke Erwärmungstendenzen, ein typisches Frühzeichen dafür, dass der Polarwirbel unter Druck gerät und sich abschwächt. Die umliegenden blauen Bereiche markieren kältere Zonen und verdeutlichen, dass die Zirkulation in der Stratosphäre stark umgebaut wird. Insgesamt deutet dieses Muster auf eine mögliche stratosphärische Erwärmungsphase hin, die ein Sudden Stratospheric Warming ankündigen kann.

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Der Gasmarkt zeigt sich im Chartbild weiter bearish und Risiken werden aufgrund der milden Temperaturen weiter ausgepreist. Doch dies könnte verfrüht sein, wenn einige der folgenden Faktoren auf den Gasmarkt treffen:

•Wetterrisiko: Anhaltende Kälteperiode bei gleichzeitig schwacher Windstromproduktion erhöht kurzfristig die Nachfrage nach Gas, Strom, EUAs.

•Erzeugungsrisiko: Verzögerungen oder ungeplante Ausfälle französischer Kernkraftwerke (EDF) verschärfen Versorgungslage.

•LNG-Markt: Zusätzliche Nachfrage aus Asien reduziert die Verfügbarkeit für Europa --> Frachtraten steigen, Spotmengen werden teurer.

•Speicherrisiko: Rasche Entnahmen in Deutschland und den Niederlanden führen zu schnell sinkenden Füllständen an wichtigen Marktplätzen (TTF und THE).

•Preisrisiko: Schnelle Aufwärtsbewegungen bei Gas- und Strompreisen; erhöhte Volatilität an den Terminmärkten. EUAs führen Strom an!

Fazit
In einer solchen Marktphase besteht ein erhöhtes Timing-Risiko für Gas-Portfoliomanager. Denn wer zu lange mit Hedges wartet, muss ggf. zu ungünstigeren Preisen eindecken. Hinzu kommt die Marktpsychologie. Gleichzeitige Kaufaktivität vieler Akteure kann Preisübertreibungen verstärken nach dem Motto „Alle wollen durch die gleiche Tür!“

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Ein Korrelationskoeffizient beschreibt die Stärke und Richtung des statistischen Zusammenhangs zweier Zeitreihen. Er liegt zwischen –1 (perfekte Gegenläufigkeit) und +1 (perfekte Gleichläufigkeit). Je näher der Wert an ±1 liegt, desto stärker bewegen sich die beiden Größen gemeinsam oder gegensätzlich.

Der Korrelationschart unten zeigt deutlich, dass der Strom Cal 26 Base Future eine hohe und stabile positive Korrelation zu den EUAs aufweist. Der Markt „schaut“ also preisbildend sehr stark auf CO2. Gas hingegen verliert zunehmend seinen Einfluss. Die Korrelation ist niedrig und zuletzt sogar leicht negativ, was darauf hindeutet, dass Gaspreisbewegungen für den Strompreis derzeit eine untergeordnete Rolle spielen.

Die jüngste Aufwärtsrevision der Windprognosen hat die Day-Ahead-Preise spürbar gedrückt und das zeigt sich in der Spotauktion für Donnerstag mit einer Baseload von 69,84 Euro/MWh. Am 13.11. sorgt reichlich Wind mit rund 28 Gigawatt im Tagesmittel und solide PV zur Mittagszeit für eine deutlich niedrigere Residuallast. Der Viertelstundenverlauf beginnt mit einem sehr günstigen Nacht- und Frühmorgental mit Tiefstwerten knapp über Null, es folgt ein kurzer Morgenspike um etwa 08:30 bis rund 85 Euro/MWh und danach eine erneute Entspannung bis in den frühen Nachmittag. Ab etwa 15:30 setzt eine steile Abendrampe ein, der Tagespeak erreicht 142,6 Euro/MWh und die Preise bleiben anschließend bis spät abends meist über 100 Euro/MWh. Die höchsten Volumina fallen in die Mittagsstunden, getrieben durch die Erneuerbaren, was den Peak-Preisfloor in diesem Fenster merklich drückt.

Am Freitag lässt der Wind spürbar nach und liegt im Mittel nur bei etwa 10 Gigawatt, die PV-Stütze ist saisonal kleiner und die Residuallast steigt, das Tagesmittel erhöht sich auf rund 105 Euro/MWh mit einem strafferen Abendprofil und einer flacheren Mittagssenke als am Donnerstag. Bei weiterer Wind-Underperformance nimmt das Risiko für stärkere Ausschläge am frühen Abend zu.

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Die aktuellen CoT-Daten der ICE Endex per 07.11.2025 zeigen eine leichte Wiederbelebung der spekulativen Aktivität im TTF-Gasmarkt. Die Investmentfonds haben sowohl ihre Long- als auch ihre Short-Positionen spürbar ausgeweitet, wobei der Long-Aufbau mit einem Plus von 24,8 TWh auf 439,7 TWh (plus 6,0 Prozent) etwas stärker ausfiel als der Anstieg der Short-Seite um 21,9 TWh auf 415,4 TWh (plus 5,6 Prozent). In der Summe erhöhte sich die Netto-Long-Position der Fonds damit moderat um 2,9 TWh auf 24,3 TWh (plus 13,7 Prozent).

Der gleichzeitige Aufbau beider Seiten spiegelt die derzeitige Unsicherheit im Gasmarkt wider. Fundamentale Faktoren bleiben schwach: die Versorgungslage ist komfortabel und das milde Herbstwetter hat die kurzfristige Nachfrage gedämpft. Dennoch zeigt sich die 30-Euro-Marke beim TTF Gas Cal 26 weiterhin als solide Unterstützung. Trotz der vorherrschenden „Fundamentals“ wird dieses Preisniveau von vielen Marktteilnehmern als attraktiv eingeschätzt, um potenzielle Winterrisiken abzusichern, insbesondere nach der hochpreisigen Phase der letzten Jahre.

Die Daten deuten darauf hin, dass die Investmentfonds derzeit keine klare Marktrichtung verfolgen, sondern sich taktisch positionieren. Das parallele Wachstum der Long- und Short-Seite ist Ausdruck einer Patt-Situation, in der neue Impulse, etwa durch Wetterumschwünge oder Angebotsveränderungen, abgewartet werden. Ohne frische fundamentale Nachrichten bleibt der Markt in seiner engen Handelsspanne oberhalb von rund 30 Euro/MWh gefangen, denn gleichzeitig fehlt die Dynamik für einen nachhaltigen Rebound nach oben.

Insgesamt bleibt der TTF-Markt stabil, aber richtungslos: Die gute Versorgungslage limitiert das Aufwärtspotenzial, während die Absicherungsinteressen am unteren Rand die Chance nach unten begrenzen. Erst klare Entspannungssignale, etwa an der Wetterfront, könnten die Marktstimmung wieder stärker in Bewegung bringen.

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

Die aktuellen CoT-Daten der ICE-Endex per 07.11.2025 zeigen einen leichten Positionsrückgang bei den Investmentfonds. Die Long-Position verringerte sich gegenüber der Vorwoche um 0,7 Mio. EUA auf 124,4 Mio. EUA (minus 0,5 Prozent). Gleichzeitig reduzierten die Fonds auch ihre Short-Positionen um 1,7 Mio. EUA auf 26,9 Mio. EUA (minus 5,9 Prozent). In der Summe ergab sich dadurch eine geringfügige Ausweitung der Netto-Long-Position auf 97,5 Mio. EUA, was einem Anstieg um 1,0 Prozent entspricht.

Zu Beginn der vergangenen Handelswoche setzte nach der Ankündigung eines möglichen Industriestrompreises und kühleren Temperaturprognosen zunächst kräftiger Kaufdruck ein, wodurch der EUA-Dez-25-Future über die Marke von 80 Euro/t CO2 steigen konnte. Mit der nach oben korrigierten Wetterprognose und nachlassendem fundamentalen Rückenwind flaute die Dynamik jedoch spürbar ab, und der CO2-Preis rutschte zum Wochenschluss wieder unter 80 Euro/t CO2. Die CoT-Daten bestätigen dieses Bild: Sowohl Long- als auch Short-Positionen wurden moderat abgebaut, was darauf hindeutet, dass kurzfristige spekulative Positionen, eingegangen im Zuge der Nachrichtenlage, wieder geschlossen wurden.

Ein Trendwechsel lässt sich daraus nicht ableiten. Die Investmentfonds bleiben insgesamt klar Netto-Long positioniert, wodurch der EUA-Markt weiterhin eine starke Unterstützung erfährt. Der jüngste Rückgang spricht dafür, dass den Spekulanten zuletzt das „Selbstbewusstsein“ für einen erneuten aggressiven Long-Aufbau fehlte. In der aktuellen Handelswoche geht es bislang wieder dynamisch aufwärts, so dass von weiter steigenden CO2-Preises auszugehen ist.

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

In einer aktuellen Studie des Oxford Institute for Energy Studies („The Global Outlook for Gas Demand in a $6 World“) entwerfen die Autoren ein Szenario einer „6-Dollar-Welt“, also eines dauerhaften Rückgangs des Gaspreises von 8 auf 6 US-Dollar/MMBtu (rund 20 €/MWh), und untersuchen, wie stark die Gas- bzw. LNG-Nachfrage bei einem solchen Preisniveau ansteigen würde. Analysiert werden die großen Importregionen: Europa, China, Indien, Japan/Korea/Taiwan (JKT), Emerging Asia, Afrika und Lateinamerika. Nordamerika, Russland und der Nahe Osten sind aufgrund ihrer bereits sehr niedrigen Inlandspreise nicht Teil der Betrachtung.

Global zeigen die Ergebnisse eine zusätzliche LNG-Importnachfrage von 26,5–94 Milliarden Kubikmetern (bcm) bis 2030 bzw. 62,5–177,5 bcm bis 2035. Etwa die Hälfte dieses Zuwachses entfällt auf den Stromsektor (insbesondere in JKT und Emerging Asia), der Rest auf Gebäude- und Transportsektor (vor allem in China und Indien) sowie auf die Industrie in China, Indien und Lateinamerika. In Europa verschiebt sich Gas dagegen zunehmend in die Rolle eines Backups für fluktuierende Erneuerbare. Selbst bei 6 US-Dollar/MMBtu ist Europa daher kein zentraler zusätzlicher LNG-Nachfragetreiber: Gas bleibt wichtig, aber primär als Flexibilitätsoption; Klimaziele, Kohleausstieg und EE-Ausbau begrenzen den Preishebel.

Ein zentraler Punkt der Studie ist die Auslastung der weltweiten LNG-Exportkapazitäten (Anteil der tatsächlich genutzten gegenüber der maximal möglichen Kapazität), weil sie entscheidend beeinflusst, welches Preisniveau dauerhaft realistisch ist. Im OIES-Base-Case (ohne zusätzlichen Preiseffekt) werden die globalen LNG-Anlagen bis 2030 auf etwa 85,5 Prozent und bis 2035 auf 86,5 Prozent ausgelastet, ein komfortabler Angebotsüberhang. Sobald man jedoch die zusätzliche Nachfrage berücksichtigt, die durch ein Preisniveau von 6 US-Dollar/MMBtu ausgelöst würde (rund plus 60 bcm bis 2030 und plus 120 bcm bis 2035), steigt die angenommene Auslastung auf etwa 92 Prozent im Jahr 2030 und auf 99 Prozent im Jahr 2035. Eine nahezu vollständige Auslastung (rund 99 Prozent) passt historisch eher zu Phasen knapper Versorgung und höherer Preise als zu einem dauerhaft entspannten 6-Dollar-Umfeld.

Für den europäischen Markt heißt das: Ein 6-Dollar-Szenario ist zwar denkbar, aber keineswegs garantiert. Es hängt maßgeblich davon ab, wie viel der neuen Kapazitäten tatsächlich als Reserve statt in Vollauslastung gefahren wird und wie stark Europa letztlich vom zusätzlichen LNG-Zufluss profitiert.

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

Unsere Einschätzung: Kurzfristig neutral bis leicht bullish bei kühlerer Witterung in Nordwesteuropa (KW47) und weniger US-LNG. Dies könnte auch die EU-Gaspreise am TTF stützen. Lässt der kalte Wetterimpuls rasch nach, ist die Preisentwicklung eher neutral zu beurteilen.

Charttechnische Einschätzung: Im beigefügten Chart zum Henry Hub Dez-Future ist eine Broadening-Formation erkennbar. Eine Broadening-Formation ist ein charttechnisches Kursmuster, bei dem die Schwankungsbreite zunimmt und die Hoch- und Tiefpunkte immer weiter auseinanderlaufen Typisch sind mindestens zwei ansteigende Hochs und zwei fallende Tiefs, die sich in zwei divergierenden Trendlinien verbinden lassen. Sie signalisiert meist ein von Emotionen und Unsicherheit geprägtes Marktumfeld mit zunehmender Volatilität. Häufig tritt sie nach längeren Trends auf und kann sowohl als Umkehr- als auch als Fortsetzungsmuster enden, je nach Ausbruchsrichtung.

Indonesien fehlen in diesem Jahr rund zwanzig LNG-Cargoes, weshalb die Regierung Exportverpflichtungen in das Jahr 2026 verschieben will. Treiber sind eine höher als erwartete Inlandsnachfrage und eine Fehleinschätzung der Bedarfslage. Bereits zuvor hatte der Regulator Exporte nur bei etwa 150 Cargoes veranschlagt und einzelne Ladungen in den Inlandsmarkt umgeleitet, was die flexible Exportverfügbarkeit weiter einschränkt. Für Abnehmer in Asien und Europa bedeutet das weniger indonesisches Angebot am Spotmarkt und potenziell engere Balancen.

Unsere Einschätzung: Für LNG und Gaspreise wirkt die Nachricht kurzfristig eher bullish, da zusätzliche Ausfälle und Aufschübe das freie Angebot verringern. Die Wirkung bleibt aber gedämpft, solange andere Lieferströme stabil sind und die saisonal milden Wetterprognosen Nachfrage dämpfen.

Eine inverse SKS-Formation (Schulter-Kopf-Schulter-Formation) ist ein charttechnisches Umkehrmuster am Ende eines Abwärtstrends. Sie besteht aus drei Tiefpunkten, einem tiefer gelegenen „Kopf“ zwischen zwei höheren rechten und linken „Schultern“ (siehe Chart). Wird die Nackenlinie überzeugend nach oben durchbrochen, signalisiert das häufig den Beginn eines neuen Aufwärtstrends. Die horizontale Nackenlinie befindet sich bei 80,35 Euro/t CO2. Ein Preisanstieg darüber würde die inverse SKS-Formation bestätigen, woraufhin die Kurse bis auf 81,77 Euro/t CO2 ansteigen könnten (Anschlusspotenzial aufgrund der Formationshöhe). Die Fibonacci-Retracements dürften relevante Zwischenetappen auf dem Weg zum Ausschöpfen des Kursziels darstellen.   

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Russlands LNG-Geschäft zeigt trotz Sanktionen weiter Wirkung. Drei arktische LNG-Ladungen mit einem Gesamtvolumen von rund 0,5 Mrd. Kubikmetern erreichen heute laut Kpler-Daten Rotterdam, Dünkirchen und Zeebrügge. Gleichzeitig drückt Arctic LNG 2 mit günstigen Lieferungen nach Beihai die LNG-Preise in Südchina unter Spotniveau. Mit Start der russischen Lieferungen fiel der LNG-Preis in Beihai deutlich und zog die Notierungen in Guangdong und anderen südchinesischen Hubs nach unten. Beihai fungiert inzwischen als regionale Benchmark und verdrängt inländische LNG-Produktion und Pipelinegas. Erst bei Preisen unter 10–10,5 US-Dollar/MMBtu dürfte wieder mehr Raum für zusätzliche Spotkäufe vorliegen, das dort angelandete LNG kostet laut Marktquellen etwa 7 US-Dollar/MMBtu.

Unsere Einschätzung: Russland liefert weiterhin Gas in den globalen Markt und begrenzt insbesondere die asiatische Nachfrage. Gleichzeitig bleiben die Lieferungen nach Europa bestehen, sodass das geplante LNG-Importverbot der EU in den kommenden Jahren einen Einschnitt für den europäischen Gasmarkt bedeutet. Das Wetter bleibt in den nächsten Wochen aber ein wichtiges Aufwärtsrisiko: Sollte der Transport von Arctic LNG 2 nach Beihai aufgrund gefrorener Meere nur mit teureren Eisbrechern möglich sein, dürfte dies die Notierungen stützen. Parallel bleibt das Risiko zusätzlicher politischer Eingriffe bestehen, die bei einem echten Importstopp schlagartig zu höheren europäischen LNG-Preisen führen würden.

Der TTF Gas Cal 26 Future fällt aktuell unterseitig aus seiner seit Mitte August gültigen Trading Range zwischen aufgerundet 33 Euro/MWh auf der Ober- und 30,50 Euro/MWh auf der Unterseite. Unterhalb der 30-Euro-Marke wartet bei 28,85 Euro/MWh der nächste charttechnische Support in Form des Verlaufstiefs aus April 2024.

In KW 46 2025 setzen die Temperaturen ihren Aufwärtstrend fort und erreichen am Donnerstag und Freitag ein Maximum von plus 5 Grad Celsius über dem Klimamittel von 6 Grad Celsius. Zum Wochenende normalisiert sich das Niveau wieder und KW 47 verläuft leicht unterdurchschnittlich mit ungefähr minus 1 Grad Celsius zum Mittel. Der 30 Tage Ausblick bleibt unspektakulär ohne signifikant positive oder negative Abweichungen vom Klimamittel und damit ohne strukturellen Lastimpuls aus der Witterung. Bei Wind wurden die Modelle zuletzt kontinuierlich nach oben revidiert. Wir starten bei etwa 7 GW Einspeisung und steigen bis morgen auf rund 16 GW. Am Donnerstag liegt der Peak bei etwa 22 GW. Anschließend fällt die Einspeisung bis Dienstag der KW 47 auf etwa 10 GW und danach pendelt sie sich wieder in Richtung 20 GW ein. Insgesamt ergibt sich ein gutes Angebot mit einer Delle über das Wochenende. Die Solarproduktion liegt mit etwa 5 GW in KW 46 leicht über dem Durchschnitt. Zur Mittagszeit sind 15 bis 20 GW Spitze realistisch. Für den Strom-Spotmarkt deutet die Kombination aus anziehendem Windangebot und PV über langjährigen Mittelwert auf eine schrittweise Entlastung bis Donnerstag. Hoher Wind dämpft die Preise über den ganzen Tag und Photovoltaik kann sie zur Mittagszeit nochmals auf niedrigere Niveaus drücken. Am Wochenende fällt der Wind zurück, dank sinkender Last ensteht aber kein ausgeprägtes Aufwärtsrisiko. Zentraler Treiber der Preise und kurzfristiger Volatilität bleiben die laufend angepassten Prognosen. Als Paradebeispiel steht der heutige Montag 10. November, dieser wurde letzte Woche noch um 210 Euro/MWh gehandelt und ist dank Windzuwachs mit etwa 110 Euro/MWh deutlich tiefer im Spot gesettelt.

Auch die europäischen Gasspeicher profitierten in den vergangenen zwei Wochen vom deutlich wärmeren Wetter, sodass zeitweise wieder eingespeichert werden konnte. Seit der ersten Auspeicherung am 30. September liegen die Füllstände stabil bei rund 82,5 bis 83 Prozent und auch in der laufenden Woche ist wegen der milden Witterung voraussichtlich keine Veränderung zu erwarten.

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Im Oktober kam es erneut zu einem deutlichen Anstieg der 0- und Negativstunden an der EPEX Spot. Ursache war vor allem ein zeitweise sehr starkes Windaufkommen, das insbesondere in den Mittag- und Nachtstunden zu hohen Einspeisungen aus erneuerbaren Energien führte.

Im Vergleich zu den Vormonaten nahm damit die Zahl der negativen Stunden im Strommarkt merklich zu.
Diese Entwicklung zeigt sich auch in den kumulierten Auswertungen:

• 2025 liegt mit rund 573 negativen Stunden und 655 Stunden inklusive Nullpreise bereits deutlich über den Vergleichsjahren 2023 (301/325 Stunden) und 2024 (459/521 Stunden).
• Der starke Zuwachs fiel vor allem in Phasen mit Windspitzen und geringer Last(Wochenenden).

Der Trend verdeutlicht die zunehmende Volatilität im Spotmarkt bei gleichzeitig steigender Einspeisung aus Windkraft.

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Der Oktober 2025 zeigte erneut, wie stark die europäischen Strompreise von der Erzeugungsstruktur abhängen. Besonders auffällig war die enge Korrelation zwischen niedrigen Strompreisen und geringen CO₂-Emissionen. Regionen mit hohem Anteil an Kernkraft, Wasserkraft oder Windenergie verzeichneten sowohl günstige Preisniveaus als auch deutlich reduzierte Emissionsintensitäten. In den osteuropäischen Ländern kam es dagegen zu höheren durchschnittlichen Spotpreisen und CO₂-Emissionen.

Die steilen EE Rampen am späten Nachmittag erhöhen die Volatilität deutlich. Wenn die PV rasch abfällt und der Wind schwach bleibt, steigt die Residuallast in kurzer Zeit extrem an. In solchen Lagen häufen sich Stundenpreise von ≥ 350 Euro/MWh. 2024 verzeichnete bereits deutlich mehr dieser Stunden als 2023, teils gestützt durch Dunkelflauten und Decoupling. 2025 weist trotz milderer Witterung bereits eine zweistellige Zahl solcher Stunden auf. Besonders im Herbst 2025 mehren sich die Ereignisse, während zur Mittagszeit durch viel Wind weiterhin negative Preise möglich sind. Den Preis in der Abendspitze bestimmen vor allem die Ausgleichs- und Anfahrkosten der Gaskraftwerke, sodass die Stunden zwischen etwa 16 und 19 Uhr zum Kernrisiko werden.

Der asiatische LNG-Preis befindet sich übergeordnet weiterhin in einem intakten mittelfristigen Abwärtstrend, gekennzeichnet durch fallende Hochs und fallende Tiefs. Die gleitenden Durchschnitte der letzten 200, 100 und 50 Tage weisen allesamt eine negative Steigung auf und der Kurs befindet sich unterhalb dieser relevanten Glättungslinien. Zuletzt hat sich die Abwärtsdynamik allerdings abgeschwächt und der LNG-Frontmonat Dezember hat den roten Abwärtstrend seitlich durchkreuzt. Das mittlere Bollinger Band wird regelmäßig überwunden und befindet sich nicht mehr in einer fallenden Tendenz. Die schwache Abwärtsdynamik lässt sich an der bullishen Divergenz des MACD im Vergleich zum LNG-Kursverlauf ablesen. Der MACD befindet sich mit seinen steigenden Tiefs und steigenden Hochs bereits wieder in einem Aufwärtstrend und signalisiert damit beginnende Stärke. Oberhalb des kurzfristigen grün gestrichelten Aufwärtstrends könnten die Notierungen weiter in Richtung 11,5 USD/mmbtu ansteigen. Dort befindet sich ein wichtiges Verlaufshoch von Anfang Oktober, dessen Überwindung den Abwärtstrend seit Juni beenden würde. Um den mittelfristigen Abwärtstrend weiter fortsetzen zu können, ist ein Preisrutsch unter 10,87 USD/mmbtu erforderlich. Ein nächstes Kursziel könnte die Marke 10,5 USD/mmbtu sein.

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Die Bundesregierung plant einen Industriestrompreis als Entlastung für energieintensive Unternehmen, zulässig nur im Einklang mit dem EU Beihilferecht. Deutschland hat das Vorhaben bei der EU Kommission notifiziert und die Prüfung erfolgt nach dem CISAF Rahmen, der die Spielregeln vorgibt und Wettbewerbsverzerrungen im Binnenmarkt verhindern soll. Eine nationale Einführung ist erst nach Genehmigung möglich.

Kern von CISAF sind die Leitplanken des 4×50 Prinzips. Zulässig ist eine Preisreduktion von höchstens 50 Prozent gegenüber dem Großhandelspreis. Anwendbar ist dies auf maximal 50 Prozent des Jahresverbrauchs. Es gilt ein Preisfloor von 50 Euro je Megawattstunde. Mindestens 50 Prozent der Beihilfe müssen in Dekarbonisierung und Flexibilität investiert werden. Die Förderung ist auf bis zu drei Jahre befristet und der Rahmen gilt bis Ende 2030. Deutschland hat Spielraum bei Methodik, Budget und Antragslogik, muss aber strikt innerhalb dieser Leitplanken bleiben.

Adressiert werden strom und handelsintensive Sektoren nach CEEAG, zum Beispiel Grundstoffchemie, Zement, Glas und Keramik, Stahl und Aluminium sowie Raffinerien. Der Automobilbau gehört typischerweise nicht dazu. Förderfähig ist nur der unmittelbare Prozessstrom. Büro und Nebenkosten zählen nicht. Maßgeblich ist eine festgelegte Baseline des Jahresverbrauchs und gefördert werden maximal 50 Prozent dieser Referenzmenge. Eigenstrom und PPAs ändern die Mengenbegrenzung nicht. Für die Berechnung wird ein Großhandels Referenzpreis herangezogen und Sub Metering auf Anlagenebene wird wichtig.

Bis zum 1. Januar 2026 sind auf EU Ebene keine Änderungen vorgesehen. National kann Deutschland Details bis zur Genehmigung anpassen, solange es innerhalb von CISAF bleibt.

Unsere Einschätzung: Politisch war anfangs ein pauschaler Industriestrompreis von fünf Cent je Kilowattstunde im Gespräch. Realistisch ist nun eine gezielte und befristete Entlastung entlang der CISAF Leitplanken. Für den Markt ergibt sich ein klar umrissener und an Investitionsauflagen gebundener Unterstützungsmechanismus mit begrenzter Reichweite und ohne pauschale Vergünstigung für die breite Industrie.

Das „4×50“-Prinzip

•50 % Verbrauch: Max.50 % des Jahresverbrauchs sind förderfähig (eligible consumption).

•50 % Preisreduktion: Auf der förderfähigen Menge darf der Preis höchstens um 50 % gesenkt werden.

•50  Euro/MWh Floor: Der geförderte Preis darf nie unter 50 €/MWh fallen (Mindestpreis).

•50 % Investpflicht: Mindestens50 % der erhaltenen Beihilfe sind in Dekarbonisierung/Flex zu investieren.

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Was ist „eligible consumption“?

 Der förderfähige Verbrauch ist der Teil der CEEAG-gelistete ist

 = energieintensive Tätigkeiten: (z. B. Schmelzen, Elektrolyse,   Ofenlinien).

Warum kann das < 50 % sein?

Nur Prozessstrom zählt: Büro, Verwaltung, Beleuchtung, Kantine etc. nicht förderfähig

Standort-/Sektormix: Nur NACE-gelistete Linien/Standorte gehen in die Rechnung ein, andere Bereiche fallen raus.

Baseline (Referenzverbrauch): Der Staat legt fest, auf welchen Jahreswert sich die Förderung bezieht (z. B. Vorjahr oder Durchschnitt der letzten 2–3 Jahre).

Eigenstrom/PPAs: Für die Förderhöhe zählt trotzdem ein Großhandels-Referenzpreis

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In den ersten zehn Monaten des aktuellen Jahres kam es im europäischen Stromsektor zu einem Anstieg der Emissionen. Nach einem windarmen Winter 2024/25 („Dunkelflaute“) und einer Serie kalter Wochen Anfang 2025 mussten Versorger erneut verstärkt auf Kohle- und Gaskraftwerke zurückgreifen. Hinzu kamen Ausfälle französischer Kernkraftwerke. Entsprechend stieg die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken von Januar bis Oktober 2025 auf 45,3 TWh, nach 43,2 TWh im Vergleichszeitraum in 2024 und 40,5 TWh in 2023 (Daten: ENTSO-E). Die Folge war ein Anstieg der Emissionsintensität, besonders im Februar 2025, als die CO2-Emissionen 50,3 gCO2e/kWh über dem Vorjahresniveau lagen.

Obwohl die Gesamtemissionen 2025 leicht rückläufig erwartet werden, bleibt der erhöhte fossile Kraftwerkseinsatz im Jahresverlauf stützend für die EUA-Nachfrage. Sollte sich in den nächsten Monaten erneut eine schwache Windphase einstellen, gibt dies den CO2-Zertifikaten zusätzlich Anschub. Hinzu kommt die sogenannte „Re-basing“-Reduktion des Caps um 27 Mio. Zertifikate in 2026 im Rahmen des „Fit for 55“-Pakets, was offensichtlich auch die Spekulanten zu den hohen Long-Positionen verleitet und damit den EUA-Markt stützt.

Der europäische Energiemarkt blickt erneut nach Brüssel. Kurz vor Beginn der UN-Klimakonferenz COP30 in Brasilien hat sich die EU auf eine Anpassung ihrer Klimaziele geeinigt. Die EU-Klimaminister beschlossen eine Emissionsminderung um 90 Prozent bis 2040 gegenüber 1990. Bis zu 5 Prozent dieser Reduktion dürfen jedoch über internationale CO2-Zertifikate erfolgen, wodurch der tatsächliche inländische Minderungsbeitrag auf rund 85 Prozent sinkt. Eine zusätzliche Nutzung solcher Zertifikate über weitere 5 Prozent wird für die Zukunft geprüft. Auch ein Zwischenziel für 2035 wurde beschlossen, mit einer Reduktionsspanne zwischen 66,25 und 72,5 Prozent. Die ursprüngliche Empfehlung der EU-Kommission sah eine striktere Zielsetzung mit maximal 3 Prozent Auslandszertifikaten vor.

Zudem soll der Start des neuen Emissionshandelssystems für Gebäude und Straßenverkehr (ETS2) um ein Jahr auf 2028 verschoben werden. Hintergrund sind Sorgen über mögliche Preissteigerungen für Bürger und die Notwendigkeit eines stabilen Preissignals für CO2-Zertifikate. Die EU-Kommission will daher noch 2025 Maßnahmen vorschlagen, darunter einen früheren Start der Auktionen und Anpassungen an der Marktstabilitätsreserve. Ziel bleibt weiterhin, die Emissionen bis 2040 um 90 Prozent gegenüber 1990 zu senken. Eine Verzögerung beim ETS2 soll laut Kommission das 2030-Ziel von minus 55 Prozent nicht gefährden.

Kurzfristig wirkt die neue Flexibilität preisdämpfend: Ein Teil der Minderung verlagert sich ins Ausland, und die spätere ETS2-Einführung verzögert zusätzliche Nachfrage. Allerdings geht es um das Klimaschutzziel 2040, so dass der Effekt mittelfristig begrenzt ist. Entscheidender bleibt die starke Nachfrage der Spekulanten. Selbst die Aufweichung des Klimaschutzziels reicht offensichtlich nicht für eine Reduzierung der rekordhohen Long-Position der Investmentfonds aus. Zudem sind die Preise des EU-ETS2 bereits im Oktober stark gefallen, als die geplanten Maßnahmen gegen zu hohe Kosten publik wurden, und seitdem haben sich die Futures wieder spürbar erholt.

Fazit: Kurzfristig neutral bis leicht bearish, mittelfristig sind die Auswirkungen eher begrenzt.

Laut dem aktuellen Commitments of Traders-Report der ICE Endex per 31.10.2025 haben die Investmentfonds im TTF-Gasmarkt ihre spekulative Positionierung erneut deutlich angepasst und sich die Netto-Long-Position weiter gesenkt. Die Long-Positionen der Fonds sanken um 9,7 TWh auf 414,8 TWh (minus 2,3 Prozent), während die Short-Positionen gleichzeitig kräftig um 15,1 TWh auf 393,5 TWh zunahmen (plus 4,0 Prozent). In der Folge fiel die Netto-Long-Position um 24,8 TWh auf nur noch 21,4 TWh, was einem Rückgang um minus 53,7 Prozent gegenüber der Vorwoche entspricht.

Der erneute und stärkere Aufbau von Short-Positionen unterstreicht, dass die Investmentfonds wieder zunehmend auf die Bärenseite wechseln. Dennoch hält sich der Gasmarkt oberhalb von 30 Euro/MWh, der TTF Gas Cal 26 Future konnte die Unterkante seiner Trading Range zwischen rund 33 Euro/MWh und 30,50 Euro/MWh nicht unterschreiten. Der aktuelle spekulative Verkaufsdruck reicht somit bislang nicht aus, um diese markante Unterstützungszone zu durchbrechen, zumal sie für Hedging-Aktivitäten weiterhin attraktiv bleibt.

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

Die aktuellen CoT-Daten der ICE-Endex per 31.10.2025 zeigen eine erneute Ausweitung der spekulativen Long-Positionierung der Investmentfonds. Die Long-Position stieg gegenüber der Vorwoche um 3,2 Mio. EUA auf 125,1 Mio. EUA (plus 2,6 Prozent). Gleichzeitig legte die Short-Position moderat um 0,6 Mio. EUA auf 28,6 Mio. EUA zu (plus 2,1 Prozent). In der Summe erhöhte sich damit die Netto-Long-Position um 2,6 Mio. EUA auf 96,5 Mio. EUA (plus 2,8 Prozent).

In der vergangenen Handelswoche trat der EUA-Dez-25-Future auf der Stelle und stieg im Wochenvergleich nur leicht um 0,2 Prozent auf 78,54 Euro/t CO2. Dies lässt sich an der relativ geringen Veränderung der Positionierung der Investmentfonds ableiten, denn die „starken Hände“ haben in der vergangenen Woche auf neue Richtungsimpulse gewartet und konnten die 80-Euro-Marke nicht nachhaltig überwinden.

Der Anstieg über 80 Euro/t CO2 in der aktuellen Woche durch die Meldung zum möglichen Industriestrompreis in Deutschland war genau ein solcher Impuls, so dass die Spekulanten in der aktuellen Woche die Long-Positionen erneut stark ausbauen. Genaueres liefert der CoT-Report am kommenden Mittwoch, den 12. November. Mit rund 125 Mio. EUAs Long-Position der Spekulanten ist der CO2-Preis weiterhin stark gestützt, denn dem EUA-Markt „fehlt“ ein beträchtlicher Teil des Zertifikate-Angebots. Solange diese Positionen nicht abgebaut werden, bleibt der CO2-Markt bullish. Der Spielraum für neue Long-Positionen wird jedoch immer geringer, während zugleich das Risiko steigt, dass bei Gewinnmitnahmen größere Verkaufswellen einsetzen.

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

Beim TTF Gas Dezember-Future bildet sich eine bullishe Keilformation heraus. Eine bullishe Keilformation ist eine Umkehrformation, die am Ende eines Abwärtstrends entsteht. Sie wird durch zwei konvergierende, abwärtsgerichtete Trendlinien gebildet. Charakteristisch ist, dass das Momentum nach unten allmählich abnimmt. Die Kursschwankungen werden enger und die Marktteilnehmer zeigen zunehmende Gleichgültigkeit gegenüber weiteren Tiefs. Diese Formation signalisiert, dass der Abwärtstrend an Kraft verliert und ein bullisher Ausbruch nach oben bevorstehen könnte. Das entscheidende Signal entsteht, wenn der Kurs über die obere Trendlinie ausbricht, idealerweise begleitet von steigendem Volumen.

Im gezeigten TTF Gas Dezember-Future lässt sich eine solche bullishe Keilformation erkennen. Seit Juli verläuft der Kurs innerhalb eines abwärts gerichteten Kanals, dessen obere und untere Begrenzungen (rot gestrichelt) sich zunehmend annähern. Die Tiefpunkte um 31 Euro/MWh markieren eine stabile Unterstützungszone, während die Hochpunkte um 33–34 Euro/MWh sukzessive fallen. Bemerkenswert ist das jüngste bullishe Reversal an der unteren Trendlinie, das mit einem deutlichen Anstieg des Volumens und einem Schlusskurs über den mittleren Bollinger Band (32,1 Euro/MWh) einherging. Dies deutet auf ein verstärktes Käuferinteresse hin.

Charttechnisch wäre ein Bestätigungssignal ein Tagesschluss über rund 33 Euro/MWh, was den Ausbruch aus dem Keil und dem letzten Hoch signalisieren würde. In diesem Fall ließe sich ein erstes Kursziel bei 33,5–34 Euro/MWh ableiten, gefolgt von einem zweiten Ziel im Bereich von 35 Euro/MWh. Solange der Kurs oberhalb der Unterstützung bei 31 Euro/MWh bleibt, überwiegt das positive Bild. Ein Fall darunter würde das bullishe Szenario und die Keilformation vorerst negieren.

Der Point & Figure-Chart zu den EUA-Futures (Dez-25) zeigt ein bullishes Bild durch den jüngsten Double-Top-Breakout. In dieser Charttechnik wird nicht die Zeit, sondern ausschließlich das Verhältnis von Kursbewegungen und Umkehrpunkten betrachtet. Der Chart nutzt hier den Schlusskursmodus mit einer Boxgröße von 1 Prozent und einem Reversal-Faktor von 3, eine Struktur, die kurzfristige Schwankungen glättet und nur bedeutende Trendänderungen abbildet.

Ein Double-Top-Breakout entsteht, wenn eine Spalte aus X (steigende Kurse) das vorherige Hoch einer vorangegangenen X-Spalte übersteigt. Im Chart liegt dieser Punkt bei 80 Euro/t CO2. Das Durchbrechen dieser Marke bedeutete, dass die EUA-Bären in der letzten O-Säule an Momentum verloren haben und die CO2-Bullen bereit waren, zu höheren Preisen einzusteigen. 

Zur Kurszielableitung verwendet man im Point & Figure-System meist die vertikale oder horizontale Zählmethode. Die vertikale Zählung misst die Höhe der Ausbruchsformation und projiziert diese nach oben. Im vorliegenden Chart ergibt sich daraus ein Zielbereich um 90 Euro bis 100 Euro/t CO2, was mit früheren Widerstandszonen aus 2023 korrespondiert. Diese Zone ist im Chart grün markiert.

Insgesamt signalisiert das Bild einen intakten Aufwärtstrend, der wieder an Stärke gewinnt. Solange die CO2-Preise oberhalb von etwa 75 Euro/t CO2 verbleiben, bleibt das bullishe Szenario intakt. Erst ein Rückfall unter diese Zone würde das positive Chartbild wieder infrage stellen.

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Die Spotauktion für den 5. November ergab eine Baseload von 93,43 Euro/MWh und eine Peakload von 99,06 Euro/MWh. Die günstigste Viertelstunde lag mittags um 12:00 bei 50,89 Euro/MWh, das Tageshoch wurde um 16:45 mit 167,03 Euro/MWh erreicht. Damit zeigt sich ein klarer Tagesrhythmus mit einem weichen Preistal am späten Vormittag und einer ausgeprägten Abendspitze ab etwa 16:00. Besonders günstig waren die Mittagsviertelstunden, in denen auch die größten Strommengen gehandelt wurden, weil gleichzeitig viel Wind- und Solarstrom ins Netz kam. Am späten Nachmittag steigen die Preise rasch an, wenn die Sonne untergeht und der Bedarf aus Haushalten, Beleuchtung und Industrie hoch bleibt. Insgesamt ist für morgen im Intraday mit moderaten Durchschnittspreisen zu rechnen, allerdings mit möglichen Ausschlägen am Abendpeak.

Am Donnerstag drücken sehr wenig Wind mit einem Durchschnitt von rund 7,4 GW und PV-Spitzen um 27 GW erneut die Mittagsstunden. Die Residuallast liegt im Mittel bei 44 GW und kann bis 56 GW anziehen. Das Preismodell zeigt ein Tagesmittel um rund 120 Euro/MWh bei einer Bandbreite von etwa 70 bis 300 Euro/MWh. Negative Preise sind nicht zu erwarten, größtes Risiko bleibt ein stärkerer Abendpeak, falls Bewölkung die PV schwächt oder die Importlage enger wird.

Am Freitag fällt der Wind weiter auf nur etwa 3,9 GW im Mittel, die PV bleibt ähnlich mit Mittagsmaxima um 26 bis 27 GW. Die Residuallast steigt auf rund 47,6 GW und kann bis 61,1 GW reichen. Das Preismittel erhöht sich auf etwa 140 Euro/MWh, mit einer deutlich steileren Abendrampe bei max. 300 Euro/MWh und erhöhtem Ausschlag-Risiko zwischen 17 und 19 Uhr. Die Mittagsphase bleibt weich, insgesamt wirkt der Tag jedoch straffer als am Donnerstag.

Unsere Einschätzung:

Mittags sorgt die erneuerbare Erzeugung noch für niedrige Preise, trotz Windflaute da der PV-Peak hier ordentlich drückt. Am Donnerstag wird es spürbar fester und am Freitag nochmals straffer mit größerem Risiko für sehr hohe Stunden am frühen Abend.

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Die kommenden zwei Wochen bringen einen ruhigen, aber bestimmten Wechsel hin zu saisontypisch kühler Witterung. Nach einem Beginn, der rund 3 Grad Celsius über dem langjährigen Mittel liegt, zeigen die Modelle einen stetigen Rückgang. Besonders auffällig ist die jüngste Prognoseänderung für die zweite Novemberwoche. Der aktuelle Lauf liegt nun bei etwa 7,1 Grad Celsius, zuvor wurden noch rund 8,1 Grad Celsius angezeigt, das Klimamittel bewegt sich bei etwa 6,9 Grad Celsius. Für den Markt bedeutet das eine höhere Heizlast, anziehende Nachfrage in den Tagesrandstunden und eine steilere Lastkurve.

Der Wind bleibt schwach und damit preistreibend. Die jüngste Prognose signalisiert im Mittel knapp 10 Gigawatt, während klimatologisch gut 16 Gigawatt üblich sind. Bis zum Wochenende sind sehr geringe Beiträge möglich, erst in der zweiten Woche ist eine leichte Erholung erkennbar, insgesamt jedoch weiter unter dem Klima. Die Residuallast steigt, die Volatilität nimmt durch kurzfristige und genauere Prognosen zu.

Photovoltaik wirkt leicht stabilisierend. Die Einspeisung liegt etwas über dem Durchschnitt. Zu Monatsbeginn, in KW 45, erwarten uns markante Mittagsspitzen von über 25 Gigawatt, im weiteren Verlauf pendelt sich die Erzeugung auf moderaten Werten ein. Das stützt die Mittagsstunden, entlastet jedoch die Morgen und Abende kaum. Der Einsatz von Gaskraftwerken dürfte entsprechend häufiger gefragt sein und die Preise am Abendpeak prägen.

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Die Aussicht auf einen subventionierten Industriestrompreis ab Januar 2026 hat an den Energiemärkten spürbare Reaktionen ausgelöst. Das Strom Cal 26 Base notiert gegen 15:30 Uhr über 2 Prozent im Plus und testet die wichtige Widerstandszone bei rund 89 Euro/MWh. Am CO2-Markt fällt die Preisreaktion noch deutlicher aus: Der EUA-Dez-25-Future übersprang dynamisch die 80-Euro-Marke und notiert aktuell über 3,5 Prozent im Plus bei 81,40 Euro/t  CO2. Auch das TTF Gas Cal 26 legt über ein Prozent zu, der Anstieg fällt im Vergleich aber moderat aus.

Eingepreist wird offensichtlich eine moderate Wiederbelebung der industriellen Stromnachfrage. Die Bundesregierung plant, ab 2026 einen staatlich subventionierten Industriestrompreis einzuführen. Ein Vorschlag in dem Konzept sieht vor, Preise von den Terminmärkten als Referenzpreis heranzuziehen. Während das Konzept des ehemaligen Wirtschaftsministers Robert Habeck den Spotmarkt als Referenzpreis annehmen wollte, setzt dieser Vorschlag auf den Terminmarkt, um Preisabsicherungen dennoch anzureizen. Der EU-Beihilferahmen (CISAF), lässt allerdings eine maximale Subventionierung auf fünf Cent je Kilowattstunde und maximal 50 Prozent des Verbrauchs der Unternehmen zu. Genau dieser Freiraum soll laut Dena, Epico und Agora ausgereizt werden. Als Empfänger sollen laut Konzeptautoren zudem die sogenannte „Kuebll-Liste“ der EU genutzt werden, in der Unternehmen mit hohem Strombedarf und im internationalen Wettbewerb aufgeführt sind.

Unsere Einschätzung: Der CO2-Markt fungiert erneut als Taktgeber. Das Überschreiten der 80-Euro-Marke löste Anschlusskäufe aus und stützt damit auch die Strompreise. Die Rally dürfte jedoch auch wieder spekulativ getrieben sein („Headline-Trading“), denn ob die Maßnahme reale Nachfrageimpulse erzeugt oder lediglich kurzfristige Entlastung bringt, bleibt vorerst offen. Die EUA-Spekulanten hatten zuletzt zudem bereits rekordhohe Long-Positionen und es stellt sich weiter die Frage, wann Gewinne realisiert werden.

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Der Oktober zeigte sich am deutschen Strom-Spotmarkt als klar zweigeteilter Monat mit ausgeprägter Wochenend- und Werktagsdifferenz. Das Monatsmittel lag bei 84,51 Euro/MWh und damit knapp über dem September-Niveau von 83,51 Euro/MWh. Windreiche Wochenenden mit sehr niedrigen Preisen prägten Beginn und Ende des Monats, während die Monatsmitte von festeren Niveaus und deutlicheren Abendspitzen gekennzeichnet war.

Teuerster Tag war Dienstag, 14. Oktober, mit 156,14 Euro/MWh. Die Spitze fiel in die Abendrampe, um 19 Uhr wurde der höchste Stundenpreis von 407,20 Euro/MWh erreicht. Abnehmende PV-Einspeisung, mäßiger Wind und begrenzte preisdämpfende Importmöglichkeiten führten zu dieser Situation. Den Gegenpol markierte Samstag, 4. Oktober, mit −0,29 Euro/MWh als günstigstem Tag. Starker Wind bei niedriger Wochenendlast drückte weite Strecken des Tages in den negativen Bereich. Insgesamt registrierte der Markt 48 negative Stunden und 199 negative Viertelstunden. Im gesamten Jahr 2025 summieren sich die negativen Stunden bislang auf 573 Stunden. Diese konzentrierten sich auf die Wochenenden mit einem Schwerpunkt zwischen 11 und 16 Uhr sowie in windstarken Nachtstunden. Die Struktur betont die zunehmende Bedeutung schnell aktivierbarer Flexibilität wie Batterien, Pumpspeicher und regelbare Wärmeerzeugung.

Meteorologie und Wochenmittel

Zwei windreiche Phasen bestimmten das Bild: früh im Monat (KW 40) mit stürmischer Westlage sowie zum Monatsende (KW 43) mit kräftigen Tiefdruckdurchgängen. Dazwischen präsentierte sich die Monatsmitte ruhiger und die PV-Anteile nahmen saisongemäß ab. In den Wochenmitteln zeigt sich diese Entwicklung deutlich. KW 40 lag bei 57,49 Euro/MWh, KW 41 stieg auf 103,27 Euro/MWh, KW 42 weiter auf 116,63 Euro/MWh. Mit zunehmendem Wind fiel KW 43 wieder auf 58,21 Euro/MWh, KW 44 schloss mit 77,09 Euro/MWh moderat. Das höchste Handelsvolumen entfiel auf Sonntag, 26. Oktober, begünstigt durch die Zeitumstellung mit 25 Stunden und sehr hoher Windeinspeisung.

Einführung der Viertelstunden-Auktion

Im Oktober startete die EPEX Spot offiziell mit der 15-Minuten-Granularität in der 12-Uhr-Day-Ahead-Auktion. Der Schritt erfolgte im Rahmen der europäischen Marktintegration, um Strompreise genauer an kurzfristige Erzeugungs- und Laständerungen anzupassen. Nach intensiven Vorbereitungen und einer herausfordernden Testphase verlief die Einführung stabil. Die Systeme liefen vom ersten Handelstag an problemlos und zuverlässig, nachdem in den Tests zeitweise Schwierigkeiten bei der Verarbeitung der vervierfachten Datenmenge aufgetreten waren. Die neue 15-Minuten-Auktion erhöht die Transparenz im kurzfristigen Markt und ermöglicht eine präzisere Abbildung der täglichen Produktions- und Verbrauchsrampen.

Ausblick

Die Wetteraussichten für Nordwesteuropa zeigen ein insgesamt mildes Temperaturniveau. Für die kommenden zwei Wochen werden Werte von 1,5 bis 3 Grad Celsius über dem Klimamittel prognostiziert. Erst Mitte November ist eine leichte Abkühlung zu erwarten, die Temperaturen bleiben jedoch weiterhin etwas überdurchschnittlich bis in den Dezember hinein. In KW 45 wird der Wind deutlich geringer und erreicht am Wochenende sein Minimum. Auch KW 46 dürfte die  Einspeisung weiter unter dem langjährigen Mittel liegen. Im Gegensatz dazu bleibt die PV-Erzeugung stabil über der Norm, kann aber die geringere Windverfügbarkeit nur bedingt ausgleichen. Die deutschen Strompreise bleiben damit stark witterungsgetrieben, wobei die Windeinspeisung weiterhin den zentralen Takt vorgibt und Prognoseabweichungen kurzfristig erhebliche Preisausschläge verursachen können.

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Laut aktuellen Daten von Gas Infrastructure Europe liegen die Speicher zum Stichtag 29. Oktober 2025 bei 82,8 Prozent der maximalen Kapazität, rund zwölf Prozentpunkte unter dem Vorjahr und damit auf dem niedrigsten Niveau seit 2021.

Der Rückgang signalisiert eine engere Versorgungslage zum Start in die Heizperiode, womit ein Risiko für erhöhten Preisauftrieb im Winter einhergeht. Wir identifizieren folgende Risikoparameter, die es zu beobachten gilt: Ein Speicherabbau über 1,4 TWh pro Tag, ein JKM-TTF-Spread > +2 USD/MMBtu, LNG-Send-outs < 3,5 TWh/Tag oder eine niedrige französische Atomstromverfügbarkeit von < 40 GW gelten als Signale für ein bullishes Marktsentiment. Auch schwache Wasserstände in skandinavischen und alpinen Speicherseen könnten den Gasbedarf im Stromsektor erhöhen. Bei längeren Kaltflauten dürfte es zu Preisspitzen am Gasspotmarkt und auf der Gas-Terminmarktkurve kommen und es ist mit einer erhöhten Volatilität zu rechnen. Auf der Gegenseite wirken strukturelle Nachfragerückgänge, der Ausbau der LNG-Infrastruktur sowie ein steigender Anteil erneuerbarer Energien preisdämpfend. 

Der norwegische Gasnetzbetreiber Gassco hat den Wartungskalender aktualisiert bis Ende 2027. Demnach kommt es im April/Mai 2027 zu größeren Einschränkungen, sowie insbesondere im September 2027. Die Wartungen im September 2027 fallen deutlich größer aus als im September 2026.

Die weltweiten Neubestellungen für LNG-Schiffe sind in den ersten neun Monaten 2025 um mehr als die Hälfte eingebrochen, was auf hohe Preise, regulatorische Unsicherheiten und verzögerte Investitionsentscheidungen zurückzuführen ist. Zudem zeigen die niedrigen Tagescharterraten für LNG-Carrier ein deutliches Überangebot.

Besonders betroffen sind chinesische Werften, die bislang keine LNG-Tanker-Bestellungen verzeichnen konnten, während südkoreanische Werften ihren Marktanteil ausbauen. Trotz des Rückgangs zeigt sich ab dem dritten Quartal 2025 eine vorsichtige Belebung, unter anderem durch neue Aufträge für Bunker- und Floating-LNG-Schiffe. Insbesondere Projekte in den USA, Katar und Mosambik könnten ab 2026 neue Nachfrage nach LNG-Tankern auslösen.

Die schwache LNG-Schiffsnachfrage 2025 signalisiert kurzfristig ein Überangebot im Transportsektor. Kurzfristig kann von niedrigeren Frachtaufschlägen profitiert werden. Mittelfristig könnte es jedoch zu steigenden Raten und Engpässen kommen. Wenn die Frachtkosten wieder steigen, wird dies zu höheren Kosten in der LNG-Kette führen.

Der Einkaufsmanagerindex des Verarbeitenden Gewerbes in China ist im Oktober um 0,8 Punkte auf 49,0 Punkte gefallen. Die Exportaufträge sanken sogar auf 45,9 Punkte (1. Graphik) . Die Zahlen zur Stimmung in der Industrie geben zwar keinen Anlass zur Euphorie. Allerdings sei angemerkt, dass es doch sehr verwundert, weshalb die Analysten im Durchschnitt einen Indexstand in Höhe von 49,6 Punkten erwartet haben. So zeigt die 2. Graphik, dass es mit Ausnahme des Vorjahres in China üblich ist, dass der Oktoberwert gegenüber dem Septemberwert spürbar zurückfällt. Seit 2017 ist dies fast durchgängig der Fall. Dagegen präsentiert sich der Septemberwert in der Regel recht gut. Somit haben wir es hier nach wie vor entweder mit einem Problem bei der Saisonbereinigung zu tun oder mit einem "üblichen" Rückprall auf die guten Zahlen vom Vormonat, wobei wir Variante 1 eindeutig favorisieren.

Fazit: Dass Chinas Wirtschaft und hier insbesondere die Binnenkonjunktur aufgrund des Wohnimmobiliensektors unverändert große Probleme hat, ist zwar unstrittig. Die heutigen Daten zum Einkaufsmanagerindex sind hierfür aber kein „neuer“, besonders besorgniserregender Beleg, dass es konjunkturell nun noch schlechter wird. Vielmehr reiht sich der PMI, der „lediglich seinem „Oktobermuster“ huldigte, in das allgemeine Bild nahtlos ein. Die Rohstoffmärkte sollten sich davon also nicht sonderlich beeindrucken lassen.

Die geopolitischen Auseinandersetzungen um die Klimaschutzmaßnahmen der EU verschärfen sich weiter. So meldeten die USA und Katar zuletzt gemeinsam schriftlich Sorgen, dass die Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) die LNG-Lieferungen nach Europa und deren Wettbewerbsfähigkeit beeinträchtigen könnte, und warnten vor möglichen Einschränkungen künftiger Lieferverträge. Die Diskussion um die Deforestation Regulation (EUDR) und eine globale Schifffahrts-Emissionsabgabe zeigt ebenfalls, dass der EU-Klimaregulierungsrahmen weltweit zunehmend als Handelshindernis wahrgenommen wird. Die Pläne der International Maritime Organisation (IMO) für eine globale Schifffahrts-CO2-Abgabe stießen auf Widerstand der USA. Zudem sieht sich die EU wachsendem Druck wegen ihres Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) ausgesetzt. Vertreter der US-Regierung und Industrieverbände argumentieren, das Instrument, das ursprünglich auf kohlenstoffintensive Güter wie Stahl, Aluminium, Zement und Strom abzielt, könne sich zu einem umfassenderen Zollsystem entwickeln. Parallel dazu verlangt Indien weitere Gespräche über den CBAM im Rahmen der laufenden Handelsverhandlungen.

Für die EU wird es zunehmend schwieriger, zwischen Klimaschutzambitionen und handelspolitischer Realpolitik zu balancieren. Auch die Wettbewerbsfähigkeit gerät zunehmend unter Druck. Entsprechend hat die EU-Kommission ein Reformpaket für das Emissionshandelssystem ETS 2 angekündigt, um Preisschwankungen zu reduzieren und die Planbarkeit zu erhöhen. Laut Kommission sollen bei Preisen über 45 Euro/t CO2 zusätzliche Zertifikate freigegeben werden, um übermäßige Kostensteigerungen in den Anfangsjahren zu verhindern. Geplant sind außerdem vorgezogene Zertifikatsauktionen ab Mitte 2026. Daraufhin reagierte der EU-ETS 2 mit kräftigen Abschlägen. So notierte der EUA2-Dez27-Future am 20. Oktober im Settlement noch bei rund 84 Euro/t CO2 und brach daraufhin bis rund 62,6 Euro/t CO2 ein, ein Rückgang von über 25 Prozent.

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Der Point & Figure Chart für den EUA-Dez-25 Future spricht für eine Fortsetzung der Preisrally im EUA-Markt. Die Überwindung der 80 Euro-Marke würde ein Break-Out-Buy-Signal generieren, womit die Wahrscheinlichkeit eines längerfristigen Aufwärtstrends in Richtung dreistelliger Preisniveaus zunimmt. Die nächsten Kursziele liegen bei 90 Euro/t CO2 und 100 Euro/t CO2. 

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Die heutigen Zahlen zum preis-, saison- und kalenderbereinigten Bruttoinlandsprodukt des Euroraums für das dritte Quartal 2025 hielten ein paar positive Überraschungen bereit. So übertraf der Zuwachs mit einem Plus von 0,2% ggü. Q2 die Erwartungen der Analysten (e: +0,1%). Dabei tat sich neben Spanien (+0,6% qoq) vor allem Frankreich, das in den letzten Wochen sehr viel Kritik sowie Herabstufungen der Rating-Agenturen erdulden musste, mit einem Anstieg um 0,5% unter den ökonomischen Schwergewichten besonders positiv hervor. Einerseits war das spürbare Plus breit angelegt – vor allem der Außenbeitrag steuerte mit 0,9 PP einen merklichen Wachstumsbeitrag bei – und war nicht etwa einem ausufernden Staatskonsum geschuldet, andererseits hat sich die konjunkturelle Taktzahl seit dem vierten Quartal 2024 kontinuierlich erhöht, und zwar von 0,0% auf +0,1%, auf +0,3% und jetzt auf +0,5%. Obwohl Frankreich innenpolitisch große Probleme hat, gelingt es der „Grande Nation“ - ähnlich wie den USA - immer wieder, ökonomisch positiv zu überraschen.

Das Gegenteil ist nach wie vor in Deutschland der Fall. Hier gibt es zwar auch große innenpolitische Probleme, die Wachstumsraten sind aber seit Jahren eine einzige Enttäuschung. Von Juli bis September war das nicht anders. Wie in Italien stagnierte hierzulande das BIP lediglich ggü. dem zweiten Vierteljahr, das bereits mit einem Minus von 0,2% sehr schwach war. Von den berühmten positiven Vorzieheffekten aufgrund der US-Zollpolitik, von denen andere Volkswirtschaften - zum Teil spürbar - profitierten, war hierzulande weder in Q2 noch in Q3 etwas zu sehen. Anhand der Zahlen zum Auftragseingang im Verarbeitenden Gewerbe und der Industrieproduktion, die auf Basis der Monate Juli und August einen merklichen Rückgang ggü. Q2 aufwiesen, war das ernüchternde BIP-Ergebnis allerdings auch keine große Überraschung (Graphik 2). Mit Blick nach vorne könnte dennoch ein wenig Hoffnung aufkommen, hat sich doch das ifo-Geschäftsklima im Oktober überraschend aufgehellt, was auf das Konto der „Geschäftserwartungen in 6 Monaten„ ging. Früher wäre dies vom Gros der Deutschland-Analysten und vom ifo-Institut selbst als fast sicheres Signal für einen bevorstehenden Aufschwung gewertet worden. Mit den vielen Jahren der Enttäuschungen und den schlechten Rahmenbedingungen ist dahinter aber in der heutigen Zeit ein dickes Fragezeichen zu setzen. Die Uneinigkeit in der Regierung, die fehlende Abwertung des Euros, die trotz EZB-Leitzinssenkungen stabilen Zinsen am langen Ende sowie der teure Standort Deutschland gepaart mit der Demographie sprechen eine klare Sprache. Somit muss schon eine Rekordverschuldung herhalten, um mit Mühe und Not im nächsten Jahr wenigstens ein BIP-Plus von prognostiziert gut 1% hinzubekommen, ein Ergebnis, wofür Schweden gerade einmal ein Quartal benötigte (Graphik 1).

Fazit: Für die Finanz- und Rohstoffmärkte spielen ökonomische Entwicklungen in Europa, insbesondere in Deutschland, weiterhin eine untergeordnete Rolle.

Am Freitag den 31.10. erwarten wir deutlich höhere Spotpreise, da der Wind gegenüber den Vortagen stark zurückgeht. Die Windleistung fällt im Tagesmittel auf rund 14 GW, wodurch sich die Residuallast merklich erhöht. Solar bleibt mit etwa 6 GW im Mittel stabil, was die Mittagspreise nur begrenzt dämpfen kann. Entsprechend zeigt die Preisprognose einen Tagesmittelwert um 97 Euro/MWh mit klarer Spitze in den Morgen- und Abendstunden.

Wochenende vom 01.11.-02.11.

Am Samstag entspannt sich die Lage leicht, da der Wind wieder zunimmt und die Last insgesamt niedriger ausfällt. Die Windleistung steigt auf durchschnittlich 22 GW, während die Solarproduktion mit 4 GW etwas geringer ausfällt. Das sorgt in den Mittagsstunden für niedrigere Preise, allerdings bleiben die Nachtstunden noch relativ hoch. Das Modell zeigt ein Tagesmittel um 62 Euro/MWh, wobei vor allem die Mittagsphase durch die hohe EE-Einspeisung geprägt ist. Am Sonntag sinkt die Last weiter, gleichzeitig bleibt der Wind mit rund 14 GW im Mittel stabil. Die geringere Systemlast sorgt für flachere Preisverläufe und weniger ausgeprägte Peaks. Solar ist mit 2 bis 2,5 GW schwach, wodurch die Mittagsstunden nicht mehr so stark entlastet werden. Insgesamt bleibt das Preisniveau ähnlich wie am Samstag, mit einem Mittelwert um 63 Euro/MWh und leicht erhöhten Preisen am frühen Abend.

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Die Technische Analyse des TTF Gas Cal 26 Futures auf Basis von Ichimoku Kinko Hyo (IKH) liefert derzeit ein klar bearishes Gesamtbild. Der Kurs notiert deutlich unterhalb der Wolke (Kumo), was auf einen bestehenden Abwärtstrend hinweist. Auch im Vergleich zur Kijun-Sen (Standard-Line) befindet sich der Kurs darunter, ein Zeichen für kurzfristige Schwäche. Der Chikou Span (Delayed-Line) verläuft ebenfalls unterhalb seiner Referenzkerze, was die bearishe Struktur zusätzlich bestätigt.

Darüber hinaus liegt die Tenkan-Sen (Turning-Line) unter der Kijun-Sen, was den kurzfristigen Abwärtsdruck unterstreicht. Die Wolkenfarbe (Senkou Span A < Senkou Span B) ist rot, womit auch die Zukunftsprojektion von IKH bearish ausfällt. Das Gesamtfazit von IKH zeigt somit eine klare negative Dominanz.

Zusammenfassend ergeben sich fünf bearishe Signale ohne bullishe Gegenargumente. Damit lässt sich der Trend als mittel- bis kurzfristig negativ interpretieren. Erst ein nachhaltiger Ausbruch über die Wolke bei etwa 32,8-33 Euro/MWh würde das charttechnische IKH-Bild aufhellen und auf eine mögliche Trendumkehr hindeuten.

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Die heutige Auktion für den Liefertag 30. Oktober ergab eine Baseload von 69,41 Euro/MWh und eine Peakload von 61,81 Euro/MWh. Das Tagesminimum lag bei −0,04 Euro/MWh, das Maximum bei 132,35 Euro/MWh bei einem Handelsvolumen von rund 810.806 MWh. Diese Konstellation steht für spürbaren Druck auf den Day-Ahead-Markt, ausgelöst durch neue, kurzfristig präzisere EE-Prognosen. Noch vor wenigen Tagen war am Markt ein knapperes Windangebot eingepreist.

Wetter- und Erzeugungsentwicklung

Die kurzfristigen Modelle haben die Windprognosen für Donnerstag kräftig nach oben revidiert. Anfang der Woche wurde noch ein Rückgang auf 19 GW im Mittel mit 27,5 GW Maximum erwartet. Aktuell liegt die Erwartung bei rund 32 GW im Tagesmittel und über 42 GW in der Spitze. Der kombinierte EE-Peak aus Wind und Solar steigt damit auf knapp 67,5 GW. Intraday ist in den Mittagsstunden  folglich mit Überangebot zu rechnen, die Residuallast sinkt dort stark ab und negative Stunden werden wahrscheinlicher.

Ursächlich ist eine Umstellung auf eine südwestliche Strömung mit milder Atlantikluft. Sie bringt tiefdruckgeprägtes, feucht-windiges Wetter und sorgt für überdurchschnittliche Windverhältnisse. Begleitet wird dies von milden Temperaturen, besonders am Wochenende mit rund 5 Grad über dem klimatologischen Mittel, wodurch der thermische Bedarf niedrig bleibt.

Marktreaktion

Die Preisentwicklung der letzten Handelstage zeigt die hohe Sensitivität gegenüber kurzfristigen Prognoseänderungen. Zu Wochenbeginn wurde für Donnerstag noch ein Preisniveau um 110 Euro/MWh mit Spike-Risiken am Abend erwartet. Dieses Bild hat sich innerhalb von drei Tagen komplett gedreht. Mit dem nun erwarteten Windschub wechselte der Markt von Knappheit in Richtung Überangebot.

Der Baseload-Kontrakt für Donnerstag hat seit Montag schrittweise nachgegeben und ist von rund 110 Euro/MWh auf etwa 76 Euro/MWh gefallen. Das spiegelt die täglich nach oben angepassten Windprognosen wider. In der Auktion wurde der Spotpreis anschließend noch niedriger fixiert.

Unsere Einschätzung: Der Markt ist derzeit stark von der Güte der kurzfristigen Wetterprognosen abhängig. Längere Vorläufe enthalten typischerweise einen Risikoaufschlag, der sich erst mit näher rückenden, präziseren Läufen abbaut.

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Laut aktuellem Commitments of Traders-Report der ICE Endex haben die Spekulanten im TTF-Gasmarkt nach zwei Wochen steigender Netto-Long-Positionen nun wieder ihre Netto-Long-Position deutlich reduziert, und zwar um 14,3 TWh auf 46,2 TWh (minus 23,7 Prozent). Dies geschah jedoch nicht durch einen Abbau von Long-Positionen. Diese stiegen im Gegenteil leicht um 1,5 TWh auf 424,5 TWh. Der Rückgang resultierte vielmehr aus einem deutlichen Aufbau der Short-Positionen, die um 15,9 TWh auf 378,4 TWh zunahmen (plus 4,4 Prozent).

Nachdem der parallele Aufbau von Longs und Shorts zuletzt bereits gegen einen klaren bullishen Sentimentwechsel gesprochen hatte, zeigt der erneute und stärkere Aufbau von Short-Positionen, dass die Investmentfonds wieder zunehmend auf die Bärenseite wechseln. Der TTF Gas Cal 26 Future hält sich allerdings weiterhin an der Unterkante seiner Trading Range zwischen rund 33 Euro/MWh und 30,50 Euro/MWh. Der aktuelle spekulative Verkaufsdruck reicht somit bislang nicht aus, um diese markante Unterstützungszone zu durchbrechen, zumal sie für Hedging-Aktivitäten weiterhin attraktiv bleibt.

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

Der nachlassende Kaufdruck bei den EUAs und der bislang erfolglose Versuch, die 80-Euro-Marke nachhaltig zu durchbrechen, bestätigt sich auch anhand der jüngsten Daten des Commitments of Traders-Report der ICE Endex. Mit Datenstand 24.10.2025 haben die Investmentfonds in der vergangenen Handelswoche ihre Positionen nur geringfügig angepasst. Die Long-Position sank leicht um 1,1 Mio. t CO2 auf 121,9 Mio. t CO2. Die Short-Position nahm ebenfalls geringfügig ab, um 0,3 Mio. t CO2 auf 28,0 Mio. t CO2. Damit verringerte sich die Netto-Long-Position um 0,9 Mio. t CO2 auf weiterhin hohe 93,9 Mio. t CO2.

Somit bestätigt sich, was auch zuletzt am Preisverlauf erkennbar war: Die Notierungen konsolidieren derzeit volatil seitwärts und für eine klare Richtungsentscheidung fehlen neue Impulse. Aktuell scheinen die „starken Hände“ die Aufwärtsbewegung nicht weiter fortsetzen zu können. Allerdings bleibt zu beachten, dass mit einer Long-Position von 121,9 Mio. t CO2 dem EUA-Markt ein beträchtlicher Teil des Zertifikate-Angebots „entzogen“ ist. Solange diese Positionen nicht abgebaut werden, bleibt das Preisniveau grundsätzlich unterstützt.

Die enge Handelsspanne bleibt somit genau zu beobachten. Ein Anstieg über die 80-Euro-Marke dürfte weiteres Kaufinteresse anziehen. Andererseits sind die Investmentfonds bereits stark auf der Long-Seite engagiert, was bedeutet, dass ein Großteil der spekulativen Nachfrage bereits investiert ist. Der Spielraum für neue Long-Positionen wird geringer, während zugleich das Risiko steigt, dass bei Gewinnmitnahmen größere Verkaufswellen einsetzen. Sollte der Markt drehen (z. B. infolge politischer Signale oder einer makroökonomischen Abkühlung), könnten Fonds ihre Positionen zügig reduzieren. Historisch betrachtet gingen Phasen extremer Netto-Long-Positionen bei Spekulanten häufig Preiskorrekturen voraus – meist nicht unmittelbar, aber „irgendwann“.

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