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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.

Die Day-Ahead-Auktion für Mittwoch, den 29. Oktober, schloss mit einem Baseload von 87,72 Euro/MWh und einem Peakload von 98,07 Euro/MWh. Die Preisspanne war mit 48,64 bis 141,89 Euro/MWh relativ breit. Im Verlauf zeigt sich ein deutliches Mittagstief und eine ausgeprägte Abendspitze, typisch für nachlassenden Wind und steigende Residuallast nach Sonnenuntergang. Das gehandelte Volumen lag solide bei rund 787 GWh, aber spürbar niedriger als an dem besonders windreichen letzten Wochenende.

Wetterseitig wird ein Rückgang der mittleren Windleistung von etwa 42 GW heute auf rund 27 GW am Mittwoch erwartet und liegt damit weiterhin über dem saisonalen Durchschnitt. Solarstrom steigt auf etwa 6 GW im Tagesmittel mit einem Mittagspeak um 25 GW. Der kombinierte EE-Mittagspeak sinkt leicht auf rund 50 GW, während die Residuallast im Tagesdurchschnitt auf 27 GW zunimmt. Gleichzeitig führen mildere Temperaturen um 10,5 Grad Celsius zu etwas geringerem Strombedarf, ein Trend, der sich bis Samstag mit Werten um 14 Grad fortsetzen dürfte.

Für Donnerstag deutet sich bereits ein sehr volatiler Handelstag an. Durch den Solarpeak und auffrischenden Wind in der Mittagszeit werden extrem niedrige Mittagspreise um 0 Euro/MWh erwartet. Diese Phase dürfte jedoch nur kurz anhalten, da der Wind am Nachmittag wieder abflaut und in den Abendstunden zu hohen Preisen bis nahe 160 Euro/MWh führen kann. Der Donnerstag-Future ist seit gestern von 109 Euro/MWh auf etwa 93 Euro/MWh gefallen, wir erwarten eine Baseload um 90 Euro/MWh. Für Batteriespeicher ergeben sich ideale Bedingungen, da sich günstige Ladefenster zur Mittagszeit und hohe Erlöschancen in den Abendstunden eröffnen.

Windenergie senkt britische Energiekosten

Eine Studie des University College London zeigt, dass Windkraft seit 2010 rund 104 Milliarden Pfund an Energiekosten im Vereinigten Königreich eingespart hat. Hauptursache ist der geringere Gasbedarf, der zu niedrigeren Preisen und vermiedenen Infrastrukturinvestitionen führte. Während Stromkunden etwa 14,2 Milliarden Pfund sparten, sanken die vermiedenen Gaskosten durch die Windenergie um rund 133 Milliarden Pfund. Forscher betonen, Windkraft sei kein Kostenfaktor, sondern ein hoch rentables nationales Investment, insbesondere im Vergleich zu den durch den Ukrainekrieg gestiegenen Gasausgaben. Experten fordern eine Reform des Strommarkts, um die Kopplung von Gas- und Strompreisen zu beenden und die Einsparungen direkter an Verbraucher weiterzugeben.

Solarboom in Europa birgt Gefahr für Stromnetze

Der rasante Ausbau der Solarenergie in Europa überfordert zunehmend die alten Stromnetze und führt zu Spannungsspitzen und Blackout-Gefahr. Seit 2015 ist die Zahl der Spannungswarnungen um über 2000 Prozent gestiegen, ein großflächiger Stromausfall in Spanien verdeutlichte jüngst die Risiken. Laut einer Bloomberg-Analyse hat sich die installierte Solarkapazität in Europa seit 2020 mehr als verdoppelt, während der Stromverbrauch nahezu stagnierte. Durch das Überangebot an Solarstrom und die schwache Nachfrage treten negative Strompreise immer häufiger auf, was Investoren und Netzbetreiber gleichermaßen belastet. Technische Lösungen wie Synchrongeneratoren oder intelligent gesteuerte Wechselrichter sollen künftig helfen, die Netzstabilität zu sichern. Fachleute warnen jedoch, dass ohne schnellen Netzausbau und neue Regulierungen die Energiewende in Europa ins Stocken geraten und das Vertrauen der Bevölkerung gefährden könnte.

Unsere Einschätzung: Die hohe Volatilität an den Energiemärkten birgt erhebliche Risiken für Netzstabilität und Preisentwicklung, eröffnet jedoch zugleich Chancen für flexible Marktteilnehmer. Wer Schwankungen strategisch nutzt und auf kurzfristige Preisimpulse reagiert, kann von den starken Ausschlägen auch deutlich profitieren.

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Schon jetzt übertrifft das Jahr 2025 alle bisherigen Jahre bei den Genehmigungen von Windkraftanlagen in Deutschland. Bereits im Oktober liegt die kumulierte Leistung bei fast 16 GW und damit deutlich über dem gesamten Vorjahresniveau. Dieser beschleunigte Ausbau wirkt zunehmend auf den Strom-Spotmarkt. Mit wachsender installierter Windleistung verstärken sich Einspeisespitzen, die kurzfristig die Preise drücken. Gleichzeitig führen unvorhersehbare Wetter- und Prognoseabweichungen zu stärkerer Volatilität. Für Trader bedeutet das, Intraday-Strategien und Forecast-Modelle noch flexibler und reaktionsschneller zu gestalten.

‍Unsere Einschätzung: Der wachsende Anteil erneuerbarer Kapazitäten wird die durchschnittlichen Spotpreise senken und die Volatilität deutlich erhöhen. Dieses Marktumfeld macht datengetriebene Handelsmodelle und schnelle Anpassungsfähigkeit zu entscheidenden Erfolgsfaktoren im Energiehandel.

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Die heutige Auktion (Lieferung 28.10) ergab eine Baseload von 66,67 Euro/MWh. Das Tagesminimum lag bei 5,02 Euro/MWh, das Maximum bei 115,35 Euro/MWh am Abend, bei einem Volumen von rund 0,81 TWh. Dies spiegelt den weiterhin starken Wind wieder. In der zweiten Wochenhälfte nimmt der Wind jedoch kontinuierlich ab und dürfte am Freitag sein Wochenminimum nahe dem langjährigen Mittelwert von etwa 15 GW erreichen. Die Solarproduktion liegt ab Mittwoch leicht über dem Durchschnitt. Die Temperaturen steigen bis zum Wochenende auf etwa +5 Grad über dem Normalwert (um 13 °C) und bleiben laut aktueller Langfristprognosen bis Anfang Dezember überdurchschnittlich. Die ersten beiden Novemberwochen werden deutlich wärmer als üblich. Das dämpft den thermischen Bedarf und dürfte, zusammen mit den Gaspreisen, den Basepreis drücken. Die Abendrampen bleiben jedoch preistreibend, sobald der Wind schwächer wird.

Mittwoch: klassische Doppelpeaks, geringes Risiko negativer Preise

Am Mittwoch stützen ordentlicher Wind (Durchschnitt etwa 25 GW, Maximum rund 31–32 GW) und mittägliche PV-Spitzen (etwa 22–23 GW) das Angebot. Das Preisprofil zeigt ausgeprägte Morgen- und Abendspitzen, während die Mittagsstunden zwischen 11 und 14 Uhr klar weicher verlaufen. Modellseitig liegt das Tagesmittel bei etwa 88 Euro/MWh. Die Residuallast bleibt mit durchschnittlich rund 27,5 GW moderat, sodass anhaltend negative Preise unwahrscheinlich sind.

Donnerstag: straffer Markt mit Spike-Risiko am Abend

Am Donnerstag bricht der Wind merklich ein (etwa 19 GW, Maximum rund 27,5 GW), während die PV-Erzeugung leicht überdurchschnittlich bleibt (Mittag rund 24 GW). Dadurch steigt die Residuallast deutlich an (rund 33 GW, Maximum 56–57 GW am Abendpeak), und die Abendrampe wird kritisch. Das Tagesmittel bei etwa 110 Euro/MWh liegen, mit einem realistischen Ausreißerrisiko in Richtung 250 Euro/MWh zwischen 17 und 19 Uhr. Mittags bleiben die Preise trotz höherer PV-Leistung gedämpft, allerdings verstärkt die Kombination aus sinkender Sonneneinstrahlung und schwächerem Wind den Rampeffekt am frühen Abend.

Unsere Einschätzung: Der Mittwoch präsentiert sich fundamental ausgewogen: zwei Peaks, ein weicher Mittag und ein geringes Risiko negativer Preise. Der Donnerstag wird deutlich straffer. Der Rückgang des Windes und die steile Abendrampe erhöhen das Risiko für Preisspitzen signifikant.

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Der Gasmarkt bleibt weiterhin in einer komfortablen Versorgungslage. Zum einen hat China trotz der von den USA und der EU verhängten Sanktionen gegen Russlands Arctic-LNG-2-Projekt eine zehnte Lieferung von Flüssigerdgas aus der Anlage erhalten. Laut Daten von Kpler entlud der unter Sanktionen stehende Tanker Arctic Mulan am 17. Oktober eine Ladung am Beihai-LNG-Terminal in der südwestchinesischen Region Guangxi. Darüber hinaus wurde bekannt, dass Chinas Nachfrage nach LNG im Winter voraussichtlich schwach bleiben dürfte. Reichlich Pipelinegas, eine robuste heimische Förderung und alternative Energiequellen wie Kohle und Solar dämpfen den Importbedarf. Die Einfuhren sanken bereits im September um 15 Prozent und seit Jahresbeginn um 17 Prozent. Für 2025 wird nur noch ein Nachfragewachstum von zwei bis drei Prozent erwartet, das vollständig durch inländische und russisch-zentralasiatische Lieferungen gedeckt werden soll.

Diese Einschätzung wird durch jüngste Äußerungen des Exekutivdirektors der Internationalen Energieagentur (IEA), Fatih Birol, untermauert. Birol erklärte, der weltweite LNG-Markt trete derzeit in eine neue Phase ein. Aus dem bisherigen Verkäufermarkt entwickle sich zunehmend ein Käufermarkt, was zusätzlichen Druck auf die Preise ausübe. Zugleich steige der globale Strombedarf infolge des Wachstums von Rechenzentren und der zunehmenden Nutzung von Klimaanlagen so stark wie seit Jahrzehnten nicht mehr. Parallel dazu erlebt die Kernenergie eine Renaissance. Laufzeitverlängerungen bestehender Anlagen, neue Großprojekte und die Entwicklung kleiner modularer Reaktoren (SMRs) könnten künftig einen größeren Anteil an der weltweiten Stromerzeugung übernehmen.

In der Gesamtschau sprechen die derzeitigen Faktoren gegen eine nachhaltige Aufwärtsbewegung am Gasmarkt. Das Überangebot an LNG, die schwache asiatische Nachfrage und die milden Witterungsaussichten bilden zusammen ein Umfeld, das tendenziell preisdämpfend wirkt, auch wenn geopolitische Risiken jederzeit neue Impulse setzen können.

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

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

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

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

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

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

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

Ausblick: Sonntag und Montag

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

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

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

BNetzA sieht keine Marktmanipulation während Dunkelflauten 2024

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Beim Brent Crude Frontmonat könnte es zu einem Rebound der Preise kommen. Auf der 60-Dollar-Marke haben sich zwei bullishe Hammer-Kerzen infolge ausgeprägt, was für Kaufdruck spricht. Denn zwei aufeinanderfolgende bullishe Hammer-Kerzen an der wichtigen Unterstützung bei 60 Dollar/bbl signalisieren eine deutliche Abwehr tieferer Kurse. Diese Ein-Kerzen-Umkehrformationen verdeutlichen, dass die Verkäufer zwar zunächst kurzfristig dominiert haben, die Käufer aber das Ruder zum Handelsende herumreißen konnten. Das spricht für zunehmenden Kaufdruck und eine potenzielle kurzfristige Trendumkehr nach oben. Die Kerzen-Formation wird durch folgende Bedingungen bestätigt:

1. Schlusskurs über dem Hoch der zweiten Hammer-Kerze: Das signalisiert, dass die Käufer nicht nur den Abwärtstrend abgewehrt, sondern auch die Kontrolle übernommen haben.

2. Anschlussvolumen: Idealerweise steigt das Handelsvolumen an, was die Gültigkeit des Ausbruchs unterstreicht.

3. Folgekerze bullish: Eine klar steigende Tageskerze nach dem Hammer-Muster fungiert als Bestätigung der Trendumkehr.

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Die zahlreichen Wirtschaftsdaten Chinas, die heute veröffentlicht wurden, gaben insgesamt ein gemischtes Bild ab. So verlangsamte sich zwar der BIP-Zuwachs im dritten Quartal im Vergleich zum Vorjahreszeitraum auf 4,8%, da die Unsicherheit im Außenhandel und die anhaltenden inländischen Herausforderungen spürbaren Gegenwind verursachten. Die BIP-Zahl traf jedoch die Erwartungen der Analysten. Auch die Einzelhandelsumsätze expandierten um 3% ggü. Vorjahr wie erwartet, während die Industrieproduktion mit einem Plus in Höhe von 6,5% ggü. Vorjahr positiv überraschte (e: +5,2%). Größtes Sorgenkind waren und blieben jedoch die Sachanlageinvestitionen. Diese verzeichneten einen weiteren Rückgang um 7% im Vergleich zum Vorjahr und von Januar bis September sogar erstmals seit 2020 (Stichwort: „Corona“) einen Rückgang um 0,5 % im Jahresvergleich. Die Schwäche war dabei erneut breit angelegt, wobei sich insbesondere die allseits bekannte Schwäche im Immobiliensektor verschärfte. Hier war in den ersten neun Monaten dieses Jahres ein Minus von 13,9% ggü. Vorjahr zu beklagen, nach minus 12,9% von Januar bis August. Die Schwäche der Investitionen, insbesondere des privaten Sektors, spiegelt einen Mangel an Vertrauen in die Wachstumsaussichten der Wirtschaft sowie in staatliche Maßnahmen wider. Dennoch blieb die „1 year Loan Prime Rate“ heute unverändert bei 3,5%. Chinas Spitzenpolitiker treffen sich von heute an bis Donnerstag („15th Five Year Plan“), um die politischen und entwicklungspolitischen Ziele für die nächsten fünf Jahre zu besprechen. Peking dürfte weiterhin versuchen, die Wirtschaft auf den Binnenkonsum auszurichten und gleichzeitig angesichts zunehmender US-Beschränkungen heimische Technologien zu entwickeln. Auf die Risiken für Chinas Wirtschaft hat ja auch der IWF letzte Woche auf seiner Tagung hingewiesen.  

Fazit: Die heutigen Daten hielten für jeden Geschmack zwar etwas bereit. Die Schwäche der Binnenwirtschaft ist aber unübersehbar, mit dem Immobilienmarkt an der Spitze. Weitere staatliche Maßnahmen zur Belebung der Konjunktur sind daher wahrscheinlich. Die Aktienmärkte haben die heutigen gemischten Daten weitgehend abgestreift und legten weiter zu, während die 10jährige Staatsanleiherendite Chinas auf 1,76% nachgab. Die Rohstoffmärkte, allen voran Rohöl Brent, gab leicht nach und kam um 8:10 Uhr MEZ mit 60,79 USD je Fass der 60-USD-Marke wieder spürbar näher. Der Start in die neue Handelswoche ist also nicht ganz frei von Hindernissen.

Der Rohölpreis Brent (Frontmonat) ist vom 26. September bis 17. Oktober im Handelsverlauf von im Hoch bei 69,87 USD auf im Tief 60,14 USD je Fass gefallen, nach „Adam Riese“ ein stolzes Minus in Höhe von rund 14%. Die Gründe hierfür sind vielfältig und nicht zuletzt im immer deutlicher aufscheinenden Überangebot am Weltmarkt zu finden. Gleichwohl spricht die Positionierung der Spekulanten nun dafür, dass in den kommenden Tagen eine - zumindest kurzfristige - Gegenbewegung im übergeordneten Abwärtstrend einsetzen dürfte, wenn diese nicht sogar schon am Freitag eingesetzt hat.

So haben die Investoren (Managed Money) seit dem 16. September per 14. Oktober ihre Short-Positionen auf Rohöl Brent an der ICE, unser favorisiertes Maß zur Bestimmung von möglichen Wendepunkten, um über 51 Tsd. auf 157.635 Kontrakte ausgebaut. In dem einen oder den anderen „Weekly Call“ hatten wir eine Positionierung von durchschnittlich 100 Tsd. Kontrakten bereits als relativ hoch eingeschätzt, so dass der Rohölpreis schon damals gut unterstützt schien. Mit dem jüngst spürbaren Ausbau der „Shorts“ gilt dies nun umso mehr, zumal diese nun auf ein ähnlich ungewöhnlich hohes Niveau anstiegen (orange Linie in der Graphik - invers dargestellt), das zeitweise im zweiten Halbjahr 2024 vorherrschte. Auch damals setzte jeweils eine Gegenbewegung ein. Diese Annahme wird dadurch erhärtet, dass es dem schwarzen Gold am Freitag gelang, die Unterstützung bei 60,0 USD je Fass zu verteidigen.

Damit sind auch die Vorzeichen für die Notierungen von Erdgas TTF von dieser Warte aus positiv. Dies gilt umso mehr, als es vor allem dem Kalenderkontrakt 2026 von TTF letzte Woche erfolgreich gelang, sich dem Abwärtstrend von Rohöl Brent weitgehend zu entziehen und stattdessen über der wichtigen Marke von 30,0 Euro/MWh seitwärts zu pendeln. Wäre Erdgas TTF Cal 26 dem Rohölpreis eins zu eins nach unten gefolgt, wäre diese Unterstützung bereits Geschichte (Graphik 2). Diese Aussage gilt auch, wenn der Erdgaspreis in US-Dollar umgerechnet wird.

Die USA sind der globale Taktgeber für die Weltwirtschaft – das ist nicht neu. Vor diesem Hintergrund lösen dort stattfindende Ereignisse üblicherweise mehr Schwankungen an den Finanz- und damit Rohstoffmärkten aus, als es die gleichen Ereignisse anderswo vermögen. Die jüngst aufgekommenen Sorgen um sogenannte „bad loans“, also faule Kredite in den Bilanzen regionaler US-Banken, die Erinnerungen an die Finanzkrise 2008/2009 wach werden lassen, sind neben den erneuten Zollkonflikten hierfür ein weiterer Beleg. Vor diesem Hintergrund sind die Rückkoppelungen auf die Realwirtschaft besonders interessant, denn diese bestimmen wiederum das Wohl und Wehe an den Rohstoffmärkten.

Die Stimmung der Unternehmen des Verarbeitenden Gewerbes, eine sehr wertvolle und damit für die Finanzmärkte sehr wichtige Größe, weil diese zum einen sehr zeitnah verfügbar ist und zum anderen das Auf und Ab der US-Wirtschaft gut abbildet, war in den letzten Monaten trotz der Zollkonflikte erstaunlich robust (Graphik 1). Seit Monaten schwingt der ISM-Index lediglich zur Seite, ein Einbruch hätte nicht überrascht. Die deutlich schwankungsintensiveren regionalen Stimmungsbarometer aus New York und Philadelphia bilden da keine Ausnahme. Hier liegen bereits die Werte für Oktober vor, der ISM-Index folgt Anfang November. In „roher“ Form sagen weder "New York" noch "Philadelphia" etwas über den ISM-Index aus, laufen beide doch in manchen Monaten - wie jetzt im Oktober - sogar diametral auseinander. Regressiert man jedoch die beiden regionalen Indizes (Graphik 2) auf den ISM-Index, sieht das Ergebnis schon sehr viel besser aus. Für den Oktoberwert des ISM-Index ist damit auf Basis dieser Berechnungen mit einem Rückgang zu rechnen. Angesichts der politischen Gesamtgemengelage seit Anfang/Mitte Oktober wäre das kein Wunder. Ein Aufwärtsimpuls auf die Rohstoffmärkte wird davon also nicht ausgehen. Dies gilt umso mehr, sollte der Konsens für den anstehenden ISM-Index optimistisch gestimmt sein.

Der Internationale Währungsfonds (IWF) hat auf seiner Tagung diese Woche in Washington unter anderem seine neuen BIP-Prognosen vorgestellt. Für 2025 wird nun mit einem Anstieg der realen Wirtschaftsleistung um 3,2% und 2026 um 3,0% gerechnet. Gut, im Oktober eine BIP-Zahl für 2025 zu „schätzen“, ist nicht allzu schwer, dennoch ist die kleine, aber feine 2025er Aufwärtsrevision ggü. der Vorhersage vom Juli um 0,2 Prozentpunkte eine Erwähnung wert. Dies ist deshalb der Fall, weil sich nach dem „Zollhammer“ im April zu Recht große Sorgen um die globale Handelsordnung und damit den Welthandel gemacht wurde. So betont denn auch der IWF in seinem Vorwort, „dass es eine gute Nachricht sei, dass – sechs Monate später - die negativen Auswirkungen auf die Weltwirtschaft eher moderat ausfallen - dank der Agilität des privaten Sektors, der in der ersten Jahreshälfte Importe vorzog und die Lieferketten rasch umorganisierte, um die Handelsströme umzulenken, dank der Aushandlung von Handelsabkommen zwischen verschiedenen Ländern und den USA und dank der allgemeinen Zurückhaltung des Rests der Welt, die das Handelssystem im Großen und Ganzen offenhielt.“ Dennoch sei es laut IWF zu früh und falsch, die negativen Auswirkungen der Zölle, deren effektiver Satz nun 19% beträgt, beiseitezuschieben. Trotz eines stabilen ersten Halbjahres 2025 sind die Aussichten daher weiterhin verhalten und die Risiken sind eher nach unten gerichtet. Dazu gehört einerseits der auch aus Sicht des IWF im Durschnitt um rund 10% überteuerte Aktienmarkt, wobei sich die Überbewertung vor allem auf den KI-Bereich konzentriert und deshalb dort die Bewertungen besonders hoch sind mit den entsprechenden Risiken analog zur Zeit des Dot-Com-Bomms, und andererseits die aufgrund der Immobilienblase schwachen BIP-Perspektiven Chinas, die der IWF für 2025 unverändert mit 4,8% und für 2026 mit 4,2% ansetzt. Der Hinweis auf die ausufernden Staatsfinanzen und der dringende Aufruf zur Solidität zurückzukehren, darf in einer renommierten Organisation wie der IWF natürlich nicht fehlen und ist u.E. an dieser Stelle mehr als angebracht. Dies gilt auch für den Versuch, die Unabhängigkeit der Notenbanken zu untergraben.

Fazit: Unter dem Strich zeichnet der IWF ein Bild, welches sich nicht groß vom Konsens und auch nicht von unserer Beurteilung der Gesamtlage unterscheidet. Für die Rohstoffmärkte ergibt sich daraus weiterhin ein neutraler Effekt. Positiv sei angemerkt, dass es erfreulich ist, dass die Risiken klar benannt werden und damit auch Achtsamkeit diesen gegenüber hoch ist. Zurzeit der US-Immobilienblase, die die Finanzkrise 2008/2009 auslöste, war das noch ganz anders – damals wurden ähnlich wie am Aktienmarkt 1999/2000 extrem hohe Bewertungen „gerechtfertigt“ und zwar nicht nur von namhaften Banken, sondern auch vom IWF.

Der September zeigt sich am deutschen Strom-Spotmarkt als ein Monat mit deutlich erhöhter Grundvolatilität. Der Monatsmittelpreis lag bei 83,51 Euro/MWh und damit über dem August-Niveau von 76,99 Euro/MWh. Der teuerste Tag war Dienstag, 9. September, mit 142,45 Euro/MWh in einer Phase unterdurchschnittlicher Windeinspeisung in Deutschland, während Frankreich dank hoher Kernkraftverfügbarkeit dämpfend wirkte. Der günstigste Tag war Montag, 15. September, mit 8,83 Euro/MWh, getragen von mehr Wind und kräftiger PV-Erzeugung.

Die Extrempunkte unterstreichen die Last-und-Erzeugungsdynamik des Monats. Der höchste Stundenpreis entfiel auf Montag, den 8. September, Stunde 20, mit 413,66 Euro/MWh, als die PV bereits deutlich zurückging und der Wind nur verhalten beitrug. Das Minimum wurde am Sonntag, den 7. September, Stunde 14, mit −53,40 Euro/MWh erreicht, begünstigt durch starke PV-Mittagsproduktion bei moderater Last. Insgesamt wurden 60 Negativstunden verzeichnet, klar fokussiert auf die Mittagsstunden zwischen etwa 11 und 16 Uhr, was die Bedeutung rasch mobilisierbarer Flexibilität wie Batterien, Pumpspeicher und schnell regelbarer Kraftwerke erneut hervorhebt.

Wetterseitig präsentierte sich der September überwiegend mild. Zu Monatsbeginn und in der Monatsmitte sorgten freundliche Bedingungen für solide PV-Profile, die in Kombination mit moderaten Temperaturen wiederholt zu negativen Mittagsstunden führten. Zum Monatsende kühlte es ab und die PV-Einspeisung fiel spürbar zurück, in Deutschland lag sie im Wochenvergleich deutlich unter der Vorwoche, während der Wind ebenfalls schwächer ausfiel. Im Wochenverlauf zeigt sich das klar in den Basismitteln: KW 38 (15.–21.09.) lag bei 50,97 Euro/MWh, KW 39 (22.–28.09.) stieg auf 90,93 Euro/MWh. Dieses Zusammenspiel aus höherer Last am kühleren Ende des Monats, weniger PV zur Mittagszeit und unterdurchschnittlichem Wind hob die Wochenmittel erneut an.

Auf der Angebotsseite wirkte Frankreichs Kernkraft über weite Strecken preis­dämpfend. Anfang September kam es im Kernkraftwerk Paluel zu einem Quallenschwarm, der die Kühlwasser-Ansaugung beeinträchtigte. Block 4 wurde vorsorglich heruntergefahren und Block 3 gedrosselt, die Wiederankopplung meldete EDF am 6. September. Solche marin-biologischen Störungen sind selten, können aber kurzfristig die französische Exportfähigkeit reduzieren und damit Abendspitzen im deutschen Spot zusätzlich stützen. Insgesamt blieb die französische Verfügbarkeit dennoch hoch, sodass der strukturelle Druck auf die deutschen Preise meist begrenzt war.

Unsere Einschätzung: Der Markt bleibt eindeutig witterungsgetrieben, vor allem durch die Windeinspeisung. In den kommenden Wochen wird die Windeinspeisung saisonal bedingt zunehmen, während die PV-Einspeisung mit abnehmenden Sonnenstunden zurückgeht. Windprognosefehler bleiben preissensibel und können die Spotpreise kurzfristig deutlich beeinflussen.

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Nachdem die US-Energiebehörde EIA letzte Woche und die OPEC gestern ihre Monatsberichte für Oktober vorgelegt haben, folgte heute um 10.00 Uhr der IEA Oil Market Report. Demnach soll die weltweite Erdölnachfrage in diesem und im nächsten Jahr um rund 700 Tsd. Fass pro Tag ansteigen. Damit blieb die IEA – ähnlich wie die EIA und die OPEC – zwar bei ihrer Einschätzung vom September. Das weltweite Erdölangebot soll jedoch deutlich stärker ausgeweitet werden und zwar um 3 Mio. Fass pro Tag in diesem Jahr und um 2,4 Mio. Fass 2026. Das entspricht in etwa der Annahme der US-Energiebehörde, die aktuell mit 1,88 bzw. 2,06 Mio. Fass pro Tag die höchsten Überschüsse seit 2015 prognostiziert (Graphik 2). Die Ölschwemme wird somit Realität, außer die OPEC+ stoppt ihre Fördererhöhungen oder macht diese sogar rückgängig, was jederzeit möglich ist. Allzu wahrscheinlich ist dies derzeit aber nicht, scheint der OPEC doch eher die Ausweitung von Marktanteilen wichtiger zu sein als die Gewinnmaximierung. Außerdem fördern „Nicht-OPEC-Länder“ wie die USA, Brasilien, Kanada oder Guyana unvermindert weiter, worauf die OPEC+ keinen Einfluss hat.

Der Rohölpreis Brent reagiert auf diese Konstellation immer stärker mit Kursverlusten. Das lässt unter anderem Erdgas, Strom und Kohle nicht kalt. Die Kurstafeln sind auch hier rot gefärbt. Die politische Krise in Frankreich sowie die Spannungen zwischen den USA und China verunsichern die Finanz- und damit auch die Rohstoffmärkte zusätzlich und erheblich. Das positive Umfeld, das gestern aufgrund der Außenhandelsdaten aus China und der verbalen Abrüstung der USA eine Zeit lang vorherrschte, ist damit schon wieder Geschichte und unsere negative Einschätzung, die in unserem Wochenbericht zu Ausdruck kam, bahnt sich offenbar ihren Weg. Caveat emptor!

Beim Strom Cal 26 Base Future wurde die “bullishe Flagge” (siehe Analyse weiter unten) am Freitag auf Schlusskursbasis nicht bestätigt. Durch den Zoll-Hammer von US-Präsident Trump am späten Freitagnachmittag hat sich das Chartbild gedreht und es kam zudem zu einem Umkehrsignal beim CO2-Dez-Future (Shooting-Star, siehe unten). Damit könnte es auch beim Verschmutzungsrecht zu weiteren Kursverlusten kommen. Der EUA-Preis hatte den Strompreis zuletzt maßgeblich gestützt. Und so kommt es beim Strom Cal 26 Base Future zu einem seltenen Umkehrsignal in Form eines Island Reversals im Stundenchart. 

Ein Island Reversal an einem wichtigen Widerstand, wie dem September-Hoch bei 88,25 Euro/MWh, ist ein starkes technisches Umkehrsignal, das nach einem schnellen Preisanstieg entsteht: Der Markt eröffnet zunächst mit einer Aufwärtslücke, konsolidiert kurz auf hohem Niveau und fällt dann mit einer Abwärtslücke zurück. Diese isolierte „Insel“ im Chart signalisiert oft eine abrupte Stimmungswende von bullish zu bearish. 

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Wetterausblick: milder und windreicher als zuvor prognostiziert

Die neuen Modellläufe zeigen für Deutschland leicht höhere Temperaturen und mehr Wind als noch in den Prognosen der vergangenen Woche. Damals war man von deutlich kälterem Wetter und geringerer Windeinspeisung ausgegangen. Bis Freitag bleibt es spürbar milder, mit Durchschnittswerten um 10 Grad Celsius. Das Wochenende vom 18. bis 19. Oktober wird hingegen mit rund 2–3 Grad Celsius unter dem Mittel etwas kühler und zugleich deutlich windärmer – im Gegensatz zu den beiden windstarken Oktoberwochenenden zuvor. Ab Wochenbeginn (KW 43) nimmt die Windleistung dann wieder deutlich zu, mit Spitzen über 20 GW. Kurzfristig ist bis Mittwochabend jedoch noch mit etwa 7 bis 10 GW geringerer Windeinspeisung zu rechnen, bevor sich die Werte wieder auf das langjährige Mittel von rund 15 GW einpendeln und damit zu einer spürbaren Entspannung am Strommarkt beitragen dürften.

Strom Spotmarkt: Entlastung erst ab Mittwoch

Starke Windverhältnisse prägten das Preisgeschehen am Wochenende des 11. und 12. Oktober. Die Day-Ahead-Preise fielen spürbar, blieben jedoch weit entfernt von den extremen Niveaus des ersten Oktoberwochenendes. Am Samstag ergab sich ein Baseload von rund 90,7 Euro/MWh, am Sonntag lag der Durchschnitt bei 89,2 Euro/MWh. Die Handelsspannen bewegten sich etwa zwischen 42 und 147 Euro/MWh am Samstag sowie 51 und 119 Euro/MWh am Sonntag. Negative Stunden traten nicht auf. Zum Vergleich: Am 4. und 5. Oktober hatten außergewöhnlich hohe erneuerbare Einspeisungen zu insgesamt 37 negativen Stunden geführt, mit Baseload-Durchschnitten nahe null. Damit präsentierte sich das Wochenende deutlich preisdämpfend, ohne die außergewöhnlich günstigen Bedingungen des Monatsauftakts zu wiederholen.

Seit Sonntagabend ist ein kontinuierlicher Rückgang der Windproduktion zu beobachten, und genau das spiegelt sich in der Preisbildung wieder. Der Montag, 13. Oktober, markierte den Übergang in ein straffer werdendes Umfeld. Der Baseload stieg auf durchschnittlich 139,1 Euro/MWh, die Abendstunden zogen deutlich an. Heute bestätigte die Day-Ahead-Auktion für Dienstag, 14. Oktober, diese Entwicklung. Der Baseload liegt bei 156,1 Euro/MWh, die Abendspitze fällt durch außergewöhnlich niedrige erneuerbare Einspeisung in Kombination mit hoher Systemlast besonders auf. Von 18 bis 20 Uhr notieren die Stundenpreise im Durchschnitt bei rund 400 Euro/MWh. In der Viertelstundenauktion wurde um 18:45 Uhr der Tagesspitzenwert von etwa 508 Euro/MWh erreicht. Dieses Muster ist lehrbuchhaft für eine tiefe EE-Delle im Peak: Die Merit Order verschiebt sich in Richtung fossiler Erzeugung, die Grenzkosten steigen, und auf der Nachfrageseite zeigen sich nur geringe Anpassungseffekte, selbst bei deutlichen Preissprüngen.

In der Nacht von Dienstag auf Mittwoch fällt die Winderzeugung phasenweise nahezu auf null. Im Tagesverlauf des Mittwochs normalisiert sich die Situation. Mit wieder anziehender Windleistung nähert sich das System dem langjährigen Mittel, die Preisstruktur entspannt sich schrittweise. Besonders für den Intraday-Handel zeichnet sich dadurch ein klares Profil ab. Kurzfristig bleibt der Fokus auf dem Dienstagabend, dort ist die Volatilität am höchsten und die Nutzung von Flexibilitäten am wertvollsten. Ab Mittwoch verbessert die wetterbedingte Rückkehr des Windes die Grenzlage und reduziert den Druck auf die Spitzenstunden.

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Beim CO2-Dez-Future hat sich nach der Ankündigung von US-Präsident Trump 100 Prozent Zölle gegen China aufzuerlegen, am späten Freitagnachmittag eine bearishe “Shooting-Star-Kerze” ausgeprägt. Dieses Candlestick-Umkehrsignal tritt nun an einem relevanten Widerstand, der 80-Euro-Marke und am oberen Bollinger Band, in Erscheinung. Ein Tagesschlusskurs unterhalb des Shooting-Stars würde den kurzfristigen Stimmungsumschwung bestätigen. Bei rund 78 Euro/t CO2 kommt bereits die erste Unterstützung ins Spiel, darunter dürften sich die Kursverluste aufgrund einer dann abgeschlossenen Topbildung ausweiten. Auf Candlestick-Umkehrsignale an relevanten Supports könnte verstärkt geachtet werden, um im übergeordneten Aufwärtstrend eine “Buy the Dip” Gelegenheit wahrzunehmen.  

Heute früh gibt es ausnahmsweise einmal nur gute Nachrichten. Auch wenn die Erleichterung über die Freilassung der israelischen Geiseln über allem thront, gab es auch für die Finanzmärkte überraschend Positives. So übertraf sowohl der Export als auch der Import Chinas im September die Erwartungen der Analysten. Angetrieben von Lieferungen in neue Absatzmärkte wie Australien (+10,7%), ASEAN (+15,6%), Afrika (+56,4%), Lateinamerika (+15,2%) oder auch die EU (+14,2%) legte die Warenausfuhr aus dem Reich der Mitte insgesamt um 8,3% ggü. Vorjahr zu (erwartet: +6,0%). Damit wurde der spürbare Rückgang in die USA (-27,0%) mehr als kompensiert. Der Anteil der US-Warenausfuhr an den gesamten Exporten fiel damit auf nur noch 10%, nachdem dieser von 2015 bis 2024 zwischen 15% und 20% lag.

Auch die Importe stiegen – der Halbleiternachfrage (+14,1%) sei Dank - deutlich und zwar um 7,4% ggü. Vorjahr (erwartet: +1,5%), damit das vierte Mal in Folge und so kräftig wie zuletzt im April letzten Jahres. Was die Rohstoffe betrifft, so wurde 3,9% mehr Rohöl eingeführt als im September 2024 und der Kohleimport stellte sich auf erneut robuste 46,0 Mio. Tonnen, was sogar noch einmal mehr war als die bereits spürbaren 42,74 Mio. Tonnen im August. Damit verringerte sich auch der Rückgang ggü. dem Vorjahr auf 3,3%, nachdem im Juli noch minus 22,9% zu Buche standen. So gesehen sind das heute gute Nachrichten, nachdem am Freitag ein erneuter „Zollschock“ die Finanzmärkte erheblich in Aufruhr versetzte, wobei – Gott sei Dank – bereits am Sonntag von den USA auch wieder verbal abgerüstet wurde (siehe unten).

Ein kurzer Überblick über die jüngsten Geschehnisse: China kündigte am Donnerstag erweiterte Exportkontrollen für Seltene Erdenmetalle und verwandte Technologien an (in Kraft seit dem 9. Oktober) sowie die Erhebung von Hafengebühren als Vergeltung für US-Schiffe, die in chinesischen Häfen anlegen (angekündigt am 10. Oktober, gültig ab dem 14. Oktober, dem gleichen Datum, an dem auch die USTR-Hafengebühren für chinesische Schiffe in Kraft treten). Darauf äußerte US-Präsident Trump am Freitag, er werde die Zölle auf chinesische Waren um weitere 100% erhöhen und am 1. November Exportkontrollen für „jede kritische Software“ einführen. China wiederum verteidigte sein Vorgehen mit der Begründung, es wolle die nationale Sicherheit schützen und verwies auf die jüngsten Beschränkungen, die die USA seit den Madrider Gesprächen verhängt hatten. Die Spannungen könnten sich aber wieder legen, da Präsident Trump am Sonntag postete: „Machen Sie sich keine Sorgen um China, es wird alles gut“.

So unerwartet positiv damit die Lage am heutigen Montagfrüh auch ist, was die Finanzmärkte aufatmen lässt, auf mittlere Sicht dominieren für China natürlich weiterhin Risiken. So dürfte sich das Exportwachstum in den kommenden Monaten verlangsamen. In Kombination mit dem inländischen Druck, beispielsweise durch die anhaltende Anti-Involutionskampagne und die Schwäche des Immobilienmarktes, wird mehr politische Unterstützung erforderlich sein, um das Wachstum zu stützen. Die jüngste Verschlechterung in den Beziehungen zwischen den USA und China hat trotz der ermutigenden Signale zudem grundsätzlich die Unsicherheit für Unternehmen und Märkte wieder erhöht. Diese Einschätzung wird heute auch im Wochenbericht zum Ausdruck kommen, der damit nur scheinbar im Widerspruch zum heutigen Tag steht. Abzuwarten bleibt, ob die morgen so richtig beginnende US-Berichtssaison mit den großen Banken wie zum Beispiel Citigroup, Goldman Sachs oder JPMorgan Chase & Co. die Wogen an den Finanzmärkten weiter glätten kann.

Beim Strom Cal 26 Base Future bildet sich zunehmend eine bullishe Flagge im Stundenchart aus. Um diese zu bestätigen, wäre ein Anstieg über die Widerstandszone bei 88,25 Euro/MWh erforderlich. Das maximale Anschlusspotenzial, abgeleitet aus der 100%-Fibonacci-Projektion, befindet sich bei 92 Euro/MWh. Wichtige Etappenziele zum Ausschöpfen dieses Kursziels liegen bei 89,07 Euro/MWh (Juli-Hoch) und 90 Euro/MWh (psychologisch). Ein preislicher Rückfall unter das Flaggentief (87,05 Euro/MWh), sowie unter die untere Gap-Kante und die Marke 86,75 Euro/MWh würde die bullishe Flagge negieren und weitere Preisrückgänge Richtung 86 Euro/MWh initiieren.

Das zweite Oktoberwochenende dürfte ganz im Zeichen einer starken Entlastung am Spotmarkt stehen. Am Samstag, den 11. Oktober, wird erwartet, dass hohe Einspeisungen aus Wind und Solar für niedrige Preise sorgen. Mit rund 20 GW Windleistung und über 20 GW Photovoltaik zur Mittagszeit dürften zeitweise mehr als 40 GW erneuerbare Energien ins Netz eingespeist werden, während die Last nur bei etwa 50 GW liegt. Diese Konstellation dürfte die Residuallast auf unter 10 GW drücken und zwischen 11 und 15 Uhr zu Nullpreisen führen. Erst in den Abendstunden, wenn die PV-Erzeugung stark nachlässt, wird mit einem leichten Preisanstieg gerechnet, wobei der Tagespeak bei rund 140 Euro/MWh liegen dürfte. Im Mittel dürfte der Day-Ahead-Preis etwa 80 Euro/MWh betragen.

Auch am Sonntag, den 12. Oktober, dürfte sich ein ähnliches Bild zeigen, wenn auch mit leicht nachlassender Windleistung am Nachmittag. In den Vormittagsstunden werden Wind- und Solarerzeugung zunächst stabil bleiben, bevor die PV-Einspeisung zur Mittagszeit erneut über 20 GW ansteigt. Die Residuallast dürfte abermals unter 10 GW fallen und die Preise deutlich drücken. Ab dem späten Nachmittag, mit abnehmender Windproduktion, wird eine Erholung der Preise erwartet, die am frühen Abend auf etwa 150 Euro/MWh ansteigen könnten. Im Tagesdurchschnitt dürfte der Preis bei rund 85 Euro/MWh liegen, womit sich das bearishe Muster des Wochenendes fortsetzt. Die Marktentspannung dürfte jedoch nur temporär bleiben, weil die Windleistung nach Sonnenuntergang deutlich nachlässt.

Zum Wochenbeginn am Montag, den 13. Oktober, dürfte sich das Marktbild deutlich ändern. Die Windproduktion wird voraussichtlich stark einbrechen und mit durchschnittlich nur rund 5 GW deutlich unter dem saisonalen Mittel liegen. Zwar dürfte die PV-Erzeugung mit bis zu 20 GW zur Mittagszeit etwas Entlastung bringen, doch der Effekt bleibt begrenzt. Über weite Teile des Tages wird eine hohe Residuallast von über 50 GW erwartet, die die Preise deutlich nach oben treibt. Besonders in den Abendstunden, wenn die PV-Leistung rasch abnimmt, dürfte sich eine ausgeprägte Preisrampe aufbauen, die bis zu 250–300 Euro/MWh erreicht. Auch am Morgen sind mit Werten über 200 Euro/MWh deutliche Preisspitzen zu erwarten. Insgesamt wird ein Tagesmittelwert von rund 140 Euro/MWh prognostiziert – fast doppelt so hoch wie am Wochenende. Damit deutet sich für die neue Woche eine Rückkehr zu einem angespannten Marktumfeld an, geprägt von schwacher EE-Einspeisung und einem verstärkten konventionellen Merit-Order-Effekt.

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Die heutigen Zahlen des Statistischen Bundesamts zur deutschen Warenein- und -ausfuhr im August reihte sich nahtlos in den Reigen enttäuschender Wirtschaftsdaten in dieser Woche ein. Nach dem Auftragseingang im Verarbeitenden Gewerbe (Ist: -0,8% ggü. Vm.; erwartet: +1,4%) und der Produktion im Produzierenden Gewerbe (Ist: -4,3%; erwartet: -1,0%) sank auch die Warenausfuhr kalender- und saisonbereinigt um 0,5% ggü. Juli, während der Konsens von einem Plus in Höhe von 0,3% ausging. Das war der zweite Rückgang in Folge. In Deutschland ist es seit den 90er Jahren üblich, in Bezug auf „unseren“ Wohlstand vor allem dem Export zu huldigen, obwohl sich das BIP noch aus anderen, mindestens genauso wichtigen Komponenten speist wie zum Beispiel den Ausrüstungsinvestitionen. Wie dem auch sei, die jüngsten Zahlen lassen jedenfalls an dieser Stelle wenig Optimismus aufkeimen. Betrachtet man sich zudem die Datenreihe längere Zeit zurück, fällt auf, dass die Warenausfuhr bereits im September 2022 mit 139,5 Mrd. Euro ein Rekordhoch verzeichnete und es anschließend im Trend abwärtsging. Im August 2025 betrug die Warenausfuhr lediglich noch 129,7 Mrd. Euro. Berücksichtigt man jetzt noch, dass es sich hierbei um „nominale“ Werte handelt, die Exportpreise aber in den letzten Jahren spürbar angestiegen sind, nahm der „preisbereinigte“ Export per definitionem noch sehr viel deutlicher ab, als dies in den nominalen Zahlen zum Ausdruck kommt. Um dies zu validieren, sei die Industrieproduktion herangezogen, die im August auf den tiefsten Stand seit 2005 fiel!.

Bei den Importen sieht es leider nicht viel besser aus. Diese fielen im August um 1,3% ggü. Vormonat und damit ebenfalls stärker als erwartet (-0,5%) und zudem den zweiten Monat in Folge. Gerade aber die Wareneinfuhr ist es, die über den Zustand bzw. die Stärke der Binnennachfrage Auskunft gibt. Und um diese ist es nach wie vor nicht gut bestellt. Vor diesem Hintergrund erscheint auch die jüngste Meldung, dass auf erneuerbare Energien laut Angaben des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in den ersten drei Quartalen 2025 fast 57 Prozent des deutschen Stromverbrauchs entfielen, in einem anderen Licht, wird doch in Deutschland nicht zuletzt durch die ausgeprägte strukturelle Schwäche in der Industrie immer weniger Strom benötigt. Die Vorzeichen für eine nachhaltige Verbesserung sind leider rar. Von Deutschland bzw. Europa geht unverändert kein Wachstumsimpuls auf die Weltwirtschaft und damit auch nicht auf die Rohstoffmärkte aus. Das werden die IWF-Zahlen, die nächste Woche präsentiert werden, noch einmal erhärten.

Die Umstellung der EPEX-Spotauktion auf Viertelstundenintervalle verlief bislang weitgehend reibungslos. Lediglich am Dienstag kam es zu Verzögerungen, als eine Decoupling-Gefahr bestand und die finalen Preise erst gegen 14 Uhr veröffentlicht wurden. Diese Störung sorgte kurzfristig für Unruhe unter den Marktteilnehmern, da in den Testläufen im Mai ähnliche Probleme aufgetreten waren, die damals teils extreme Preisverwerfungen ausgelöst hatten.

Der Oktober begann mit einem außergewöhnlich günstigen, verlängerten Wochenende, geprägt von niedriger Last und hoher Windeinspeisung. Am Samstag, dem 4. Oktober, wurde mit einem Baseload von –0,29 €/MWh der bislang niedrigste Spotpreis des Jahres erreicht. Es war zugleich der 18. vollständig negative Tag seit 2019, meist Wochenenden oder Feiertage mit hoher EE-Erzeugung und geringer Nachfrage.

An diesem Tag notierte der Markt über 79 Viertelstunden und insgesamt 20 Stunden im negativen Bereich – von Mitternacht bis 18 Uhr sowie erneut ab 22 Uhr. Die Preisphase unter null setzte sich bis Sonntagnachmittag (16 Uhr) fort, auch hier waren rund 70 Viertelstunden und im Durchschnitt 17 Stunden negativ. Erst am Sonntagabend, als der Wind deutlich nachließ, normalisierte sich das Preisniveau wieder. An beiden Tagen lagen die Preise damit für mindestens drei Viertel des Tages im negativen Bereich.

Zu Wochenbeginn drehte das Bild: Mit abflauendem Wind und schwacher PV-Einspeisung zogen die Preise deutlich an. Der Dienstag (7. Oktober) markierte mit 137,96 Euro/MWh ein neues Wochenhoch, bevor sich der Markt im weiteren Verlauf wieder entspannte. Am Mittwoch sank der Baseload auf 117,58 Euro/MWh, am Donnerstag weiter auf 104,91 Euro/MWh – eine klare Preiskorrektur nach dem kurzfristigen Ausschlag.

Unsere Einschätzung: Ursächlich für die Entlastung ist die Rückkehr stärkerer Windleistungen, die im Tagesverlauf wieder rund 15 GW erreichten und die Residuallast spürbar reduzierten. Für das kommende Wochenende deuten Wettermodelle auf einen weiteren Windpeak hin, der die Spotpreise erneut dämpfen dürfte. Zwar ist nicht mit ähnlich extremen Negativpreisen wie am ersten Oktoberwochenende zu rechnen, doch bleibt das kurzfristige Marktbild klar bearish. Durchaus ein Vorteil für flexible Verbraucher, weniger jedoch für die energieintensive Industrie, die weiterhin unter der hohen Intraday-Volatilität leidet und am Wochenende nicht erneut in vollem Umfang vom erwarteten Windpeak profitieren kann.

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Die aktuelle Positionierung der Investmentfonds im CoT-Report zum TTF-Gasmarkt vom 03.10.2025 zeigt eine bemerkenswerte Veränderung der Marktstimmung. Während die Long-Positionen der Fonds im Vergleich zur Vorwoche nahezu unverändert geblieben sind, stiegen die Short-Positionen deutlich an. Dies führte dazu, dass die Netto-Long-Position – also die Differenz zwischen Long- und Short-Engagement – um rund 47 % zurückging. Dieser starke Rückgang deutet darauf hin, dass viele spekulative Marktteilnehmer ihre Erwartungen an weiter steigende Gaspreise deutlich zurückgefahren haben.

Bemerkenswert ist, dass trotz dieser Verschiebung die Netto-Position noch positiv bleibt. Das bedeutet, dass die Investmentfonds weiterhin mehr Long- als Short-Positionen halten und somit nicht von einem drastischen Preisverfall ausgehen. Dennoch signalisiert der Rückgang eine zunehmende Vorsicht: Viele Akteure sichern sich offenbar gegen fallende Preise ab. Dies kann als frühes Zeichen interpretiert werden, das das bullische Sentiment an Stärke verliert.

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Im Vergleich zur Vorwoche (26.09.2025) haben Investment Funds ihre Long-Positionen um 9,5 Prozent bzw. 9,79 Mio. t ausgeweitet. Gleichzeitig stiegen auch die Short-Positionen leicht um 1,3 Prozent bzw. 0,35 Mio. t. Die Netto-Long-Position erhöhte sich damit deutlich um 12,4 Prozent. Investmentfonds gelten im EUA-Markt als spekulativ orientierte Akteure, die frühzeitig Markttrends antizipieren. Die aktuelle Verschiebung signalisiert einerseits ein wachsendes Vertrauen in steigende EUA-Preise. Der deutliche Ausbau der Long-Seite bei nur geringfügigem Short-Anstieg spricht für eine klare Erwartung steigender Preise. Mit einer Netto-Long-Position von rund 85,7 Mio. t halten Investmentfonds derzeit etwa dreimal mehr Long- als Short-Positionen.

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

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Die schlechten Nachrichten zur deutschen Industrie und damit zur deutschen Wirtschaft reißen leider nicht ab. Hatte schon der Rückgang des Einkaufsmanagerindex sowie des ifo-Geschäftsklimas jeweils für September für Unbehagen gesorgt, so fand dieses mit den heutigen Daten zum Auftragseingang in der Industrie eine Bestätigung durch „harten“ Daten. So sanken die Bestellungen im Verarbeitenden Gewerbe laut Berechnungen des Statistischen Bundesamts im August 2025 saison- und kalenderbereinigt um 0,8% ggü. Vormonat. Der Konsens war dagegen von einem Anstieg um 1,4% ausgegangen. Ohne die Berücksichtigung von Großaufträgen war der Auftragseingang sogar um deutliche 3,3% niedriger als im Vormonat. Erschwerend kommt hinzu, dass der Juli-Wert nur ganz leicht und zwar von -2,9% auf -2,7% nach oben revidiert wurde. Maßgeblich für den Rückgang im August war einerseits das Ausland, das 4,1% weniger Bestellungen aufgab als im Juli, sowie das „Sorgenkind“ der deutschen Wirtschaft – die Automobilindustrie. Auf Quartalsbasis errechnet sich damit aktuell im dritten Vierteljahr ein Einbruch um 3,6% ggü. Vorquartal. Da sich dies in die Industrieproduktion, wenn auch nicht ganz so drastisch, übersetzen wird, ist mit keiner oder nur marginal positiven BIP-Zahl für Q3 zu rechnen.  

Fazit: Die deutsche Industrie und damit Deutschlands Wirtschaft steckt nach wie vor in einer schweren Krise. Die Meldungen über Stellenabbau sprechen eine ähnliche Sprache. Eine nachhaltige Wende zum Besseren ist nicht in Sicht, die Anreize hierfür sind auf keiner Ebene (Geldpolitik, Fiskalpolitik, Währung, Energiepreise, Steuern und Abgaben, Bürokratie ) erkennbar oder ausreichend. So gesehen geht von der deutschen und damit europäischen Konjunktur nach wie vor eine Belastung auf die Rohstoffmärkte aus, die an den Märkten aber kaum spürbar ist, da es keine gegenteiligen Meinungen dazu gibt. Die aktuelle Lage ist also eingepreist.

Beim CO2-Dez-Future kommt es am Donnerstag vor Handelsschluss zur Ausbildung einer bullishen Flagge. Nach der Korrektur wurde der tertiäre Korrekturtrend beendet und die Marke bei 77 Euro/t CO2 überwunden. Damit besteht fortan die Möglichkeit, dass der Future wieder die Hochs bei 78,45 Euro/t CO2 ansteuert und sogar überwindet. Im Nachgang wird die psychologische 80-Euro-Marke als neue Zielzone aktiviert. Erst bei einem Tagesschlusskurs unterhalb von 75 Euro/t CO2 wird das Chartbild wieder bearisher.