TradingUpdate

Am 15. Juli plant die Europäische Kommission, Reformvorschläge für das EU-Emissionshandelssystem (EU-EHS) vorzulegen. Ein zentrales Element der Reformen soll die weiterhin kostenlose Zuteilung von Zertifikaten in verschiedenen Sektoren sein. Diese soll jedoch daran geknüpft werden, dass Unternehmen nachweisen, dass sie in die Dekarbonisierung ihrer Standorte innerhalb der EU investieren. In dieser Woche werden, mit Ausnahme des Mittwochs, an den verbleibenden vier Handelstagen insgesamt 10.595.500 EUAs an der EEX versteigert, was einem Anstieg von 31,7 Prozent gegenüber der Vorwoche entspricht. Der Grund für den deutlichen Anstieg liegt im erhöhten Auktionsvolumen, das an drei Wochentagen von 2.712.500 auf 3.198.500 EUAs gestiegen ist. Das höhere Angebot am Primärmarkt lässt die Preise in dieser Woche fallen. Die Unsicherheit um den Krieg im Nahen Osten wirkt zudem belastend. Bei 78,07 Euro/t CO2 befindet sich jedoch ein stärkerer Support in Form des Aprilhochs. Hier könnte sich die Notierung stabilisieren. Auf Candlestick-Umkehrsignale ist zu achten. Der im Stundenchart mittlerweile überverkaufte RSI liefert einen Hinweis dafür, dass das weitere Downside-Potenzial zunächst gering ausfallen könnte. Ein Bruch des kurzfristigen Abwärtstrendkanals und insbesondere ein erneuter Anstieg über 80 Euro/t CO2 wäre wieder bullisher zu werten.

Der Iran hat laut der Nachrichtenagentur Tasnim die Gespräche mit den USA vorerst ausgesetzt und begründet dies mit den anhaltenden israelischen Angriffen im Libanon. Nach iranischer Darstellung seien damit Bedingungen für einen Waffenstillstand verletzt worden, weshalb auch der Austausch von Verhandlungsentwürfen über Vermittler gestoppt werde. Gleichzeitig berichtet Tasnim, dass Teheran und verbündete Gruppen eine vollständige Sperrung der Straße von Hormus planen könnten. Eine solche Entwicklung hätte erhebliche Auswirkungen auf die globalen Energiemärkte, da ein großer Teil des weltweiten Ölhandels diese Route nutzt. Der Sicherheitsexperte Joachim Krause sieht die Region insgesamt auf eine weitere militärische Eskalation zusteuern. Er verweist gegenüber n-tv auf jüngste Angriffe zwischen den USA und dem Iran sowie auf die Gefahr eines verstärkten Austauschs von Raketen- und Luftschlägen. Nach seiner Einschätzung ist derzeit keine diplomatische Lösung in Sicht, während die Bedeutung der Straße von Hormus für die weitere Entwicklung weiter zunimmt.

Die Energiemärkte reagieren bullish auf die Meldung. Der Brent Crude Frontmonat liegt fast 6 Prozent im Plus bei 97,35 US-Dollar/bbl. Der TTF Gas Frontmonat notiert bei 49,05 Euro/MWh mit 6,55 Prozent im Plus.

Die globalen LNG-Ströme zeigen im Mai 2026 ein zweigeteiltes Bild. Asiens Importe legten laut Kpler-Daten gegenüber April deutlich zu, und zwar von 18,76 auf 20,55 Mio. t, ein Plus von 9,5 %. Der Rückstand gegenüber Mai 2025 (21,84 Mio. t) beträgt allerdings noch 5,9 %. Europa hingegen setzt seinen Abwärtstrend fort: Mit 9,15 Mio. t im Mai fallen die Importe erneut unter den Vormonat mit 9,59 Mio. t, ein Rückgang von minus 4,6 %. Im Jahresvergleich beläuft sich das Minus auf 5,8 % (Mai 2025: 9,71 Mio. t).

Europas Gasspeicher sind weiterhin deutlich hinter den Vorjahren befüllt. Sollte Asien seinen Erholungskurs fortsetzen und sich der Wettbewerb weiter verschärfen, wird die Erfüllung der Gasspeicherziele entweder nicht gelingen, oder der preisliche Anreiz muss steigen. Und das bedeutet steigende Gaspreise. Eine ausreichende Befüllung bleibt dennoch zwingend notwendig: Je weniger im Sommer eingespeichert wird, desto höher ist die Anfälligkeit im Winter, denn ungeplante Versorgungsausfälle lassen sich schlechter abfedern, der Preisdruck steigt und die Resilienz gegenüber exogenen Schocks sinkt. Der Mai-Anstieg in Asien ist also ein weiteres Warnsignal in der aktuell angespannten Gemengelage.

Der deutsche Strom-Spotmarkt (Base) verzeichnete im Mai 2026 einen Monatsdurchschnitt von 97,54 Euro/MWh. Dies ist ein deutlicher Anstieg gegenüber dem Vorjahresmonat Mai 2025, der mit 67,34 Euro/MWh noch deutlich günstiger ausgefallen war (plus 45 Prozent im Jahresvergleich). Zudem brach der Mai 2026 auch mit dem saisonalen Muster der Vorjahres: Während im Vorjahr der Übergang von April auf Mai noch eine weitere Preisabschwächung brachte (April 2025: 77,94 Euro/MWh ggü. Mai 2025: 67,34 Euro/MWh), drehte sich dieser Trend 2026 um und die Preise zogen von April auf Mai an.

Maßgeblicher Treiber war die deutlich schwächere Windeinspeisung: Während im Mai 2025 Wind Onshore mit rund 24,0 Prozent einen erheblichen Anteil am deutschen Strommix hatte, fiel dieser Anteil im Mai 2026 auf lediglich 16,4 Prozent zurück, absolut ein Rückgang von knapp 2,2 TWh. Auch Wind Offshore ging von 5,7 Prozent auf 4,6 Prozent zurück, absolut rund 0,3 TWh weniger. In der Folge mussten konventionelle Träger, allen voran Kohle und Erdgas, mehr Strom ins Netz speisen, sodass der fossile Anteil von 25,4 Prozent auf 31,9 Prozent stieg. Angesichts des weiterhin erhöhten Gaspreisniveaus wirkte sich dies unmittelbar auf die Grenzkosten und damit auf den Spotpreis aus.

Nach dem eher unauffälligen Wochenende kam es am heutigen Liefertag, ähnlich wie am 28. und 29. Mai, erneut zu sehr teuren Abendstunden. Der Tagespeak wurde um 20:45 Uhr bei 422,30 Euro/MWh erreicht. Am morgigen Dienstag fällt die PV-Einspeisung mit 14,7 GW rund 1 GW unter den langjährigen Mittelwert. Die Windleistung steigt hingegen deutlich von den für heute erwarteten knapp 4 GW auf rund 10 GW. Dementsprechend sinkt der Baseloadpreis um 19,6 Prozent von 151,86 Euro/MWh auf 122,02 Euro/MWh. Auch der Tagespeak fällt mit 177,60 Euro/MWh deutlich niedriger aus. Die Mittagsdelle zeigt sich dabei deutlich spitzer als in den vergangenen Tagen, an denen häufig eine sehr flache Delle im Bereich von 0,00 Euro/MWh zu beobachten war. Das Tageslow wurde um 12:15 Uhr bei 78,90 Euro/MWh erreicht.

Der Strom Frontjahr Base Future befindet sich weiterhin ineinem kurzfristigen Aufwärtstrend. Die 100%-Fibonacci-Projektion der „Bullishen Flagge“ bei 94,78 Euro/MWh wurde zur Eröffnung in die neue Handelswoche 23 abgearbeitet. Es kam zu einer größeren Aufwärtskurslücke, die dazu in der Lage war, das markante Hoch von Mitte April vom 18.05. bei 94,58 Euro/MWh zu überwinden. Dieser Ausbruch ist charttechnisch bullish zu interpretieren. Das nächste zu erreichende Kursziel, abgeleitet aus der Formationshöhe der inversen SKS-Formation (siehe Chart), liegt bei 95,60 Euro/MWh. Um dieses Kurszielebenfalls erreichen zu können, sollte die Notierung den Aufwärtstrend bei 94 Euro/MWh und insbesondere das Verlaufstief vom Freitag bei 93,60 nicht wieder unterschreiten.

Die Energiemärkte starten bullish in die neue Handelswoche. Der TTF Frontmonat reagiert mit einem Plus von 4,5 Prozent bei 48,35 Euro/MWh stark auf den ausbleibenden Verhandlungserfolg im Mittleren Osten. Der Strom Frontmonat Base eröffnet den Handel ebenfalls 2,4 Prozent fester bei 103,27 Euro/MWh. Die EUAs starten nach der starken letzten Woche 0,4 Prozent fester bei 80,31 Euro/t CO2 in den Handel.
Die Verhandlungen zwischen dem Iran und den USA kamen trotz der sehr optimistischen Nachrichten am vergangenen Donnerstag über das Wochenende nicht zu einem Abschluss. Aktuell soll es einen Entwurf über eine Verlängerung der Waffenruhe um 60 Tage geben, die zur weiteren Verhandlung über Irans angereichertes Uran genutzt werden soll. Während dieser Zeit soll die Straße von Hormus für die Schifffahrt geöffnet sein. Streitpunkt ist außerdem das weitere Vorrücken Israels im Libanon. Der Iran besteht darauf, eine Waffenruhe in diesem Konflikt in das Abkommen mit aufzunehmen. Die iranische Nachrichtenagentur Tasnim berichtet unterdessen, dass ein Scheitern der Einigung nicht ausgeschlossen werden kann. Dementsprechend stiegen die Notierungen am Ölmarkt am heutigen Morgen um rund 2,5 Prozent auf 93,57 US-Dollar/bbl.
Am vergangenen Freitag nach Börsenschluss veröffentlichte die EU-Kommission die TNAC für 2025, welche 1.023.494.202 Zertifikate beträgt. Außerdem werden von September bis August 190 Millionen Zertifikate aus dem Auktionsvolumen in die Marktstabilitätsreserve überführt. Das bedeutet, es steht ein geringeres Auktionsvolumen zur Verfügung. Im Juli wird dazu der aktualisierte EUA-Auktionskalender der EEX veröffentlicht.
Am Strom-Spotmarkt kam es am Wochenende zu keinen größeren Preisbewegungen. Der Baseloadpreis für vergangenen Samstag betrug 89,90 Euro/MWh, der gestrige Sonntag lag bei 85,87 Euro/MWh. Erneut konnte eine sehr flache Mittagsdelle um die Null-Euro-Marke beobachtet werden. Für den heutigen Liefertag kam es allerdings ähnlich zum 28. und 29. Mai zu sehr teuren Abendstunden mit einem Tagespeak von 422,30 Euro/MWh um 20:45 Uhr.

Brent Crude (Juli-Future) hat charttechnische Schwächesignale ausgebildet. Mit dem Bruch des grünen Aufwärtstrends am 21.05. zeigten wir uns bereits bearish gestimmt. Im Anschluss erfolgte der Rückgang unter die psychologisch wichtige 100-USD-Marke, was ebenfalls negativ zu werten war. Auf dem Reaktionstief vom 07.05. bei 96 USD/bbl kam die Notierung Anfang dieser Woche zunächst zum Stehen und testete am Dienstag die 100-USD-Marke von unten. Ein erneuter Anstieg über 100 USD/bbl konnte vermieden werden. Mit dem Rutsch unter die Marke von 96 USD/bbl bleiben wir mittelfristig bearish gestimmt, da eine bestätigte obere Umkehrformation in Form eines Doppeltops vorliegt. Die Preise könnten in den nächsten Tagen bis 90 USD/bbl oder sogar aufgrund der Formationshöhe bis 80 USD/bbl nachgeben. Bei einem Bruch des rot gestrichelten Abwärtstrends und einem erneuten Anstieg über 100 USD/bbl würden wir wieder bullisher mit Kursziel 105 USD/bbl. Aufgrund der hohen Korrelation von Brent zu TTF Gas ist die künftige Preisentwicklung von Öl für Strom und Gas relevant.

Viele Energiehändler verfügen über einen klaren Handelsplan und ein durchdachtes Regelwerk. Dennoch handeln sie in entscheidenden Momenten oft anders als geplant. Die Ursache dafür liegt häufig nicht im Markt oder in der Strategie, sondern in unbewussten Glaubenssätzen, die das Verhalten im Trading beeinflussen.

Glaubenssätze sind tief verankerte Überzeugungen darüber, wie wir selbst, andere Menschen und die Welt funktionieren. Sie entstehen meist früh im Leben und werden durch Erfahrungen immer wieder bestätigt. Im Trading werden sie besonders leicht aktiviert, da hier Themen wie Geld, Risiko, Kontrolle, Erfolg und Bewertung eine zentrale Rolle spielen.

Typische Glaubenssätze von Energiehändlern sind beispielsweise: „Ich darf keine Fehler machen“, „Ich darf kein Geld verlieren“, „Ich muss Recht haben“ oder „Ich bin nur gut genug, wenn ich liefere“. Solche Überzeugungen wirken oft im Hintergrund und beeinflussen Entscheidungen stärker als rationale Analysen. Sie können dazu führen, dass Stop-Loss-Marken verschoben, Verluste nicht akzeptiert oder Positionen aus Ego-Gründen festgehalten werden. Ebenso können sie FOMO-Verhalten auslösen und Energiehändler dazu verleiten, Chancen hinterherzulaufen.

Besonders problematisch ist, dass diese inneren Überzeugungen nicht nur die Gedanken beeinflussen, sondern auch körperliche Reaktionen auslösen. In Stresssituationen verkürzt sich der Zeitraum zwischen Impuls und Handlung. Entscheidungen werden dann weniger auf Basis des Regelwerks getroffen, sondern dienen unbewusst dazu, den jeweiligen Glaubenssatz zu schützen.

Der erste Schritt zur Verbesserung besteht daher nicht darin, Glaubenssätze sofort verändern zu wollen, sondern sie überhaupt sichtbar zu machen. Hilfreich ist eine regelmäßige Selbstbeobachtung nach Trades. Fragen wie „Was habe ich in diesem Moment gedacht?“, „Welche Emotionen waren präsent?“ oder „Warum habe ich gegen meine Regeln gehandelt?“ helfen dabei, wiederkehrende Muster zu erkennen.

Wer seine unbewussten Glaubenssätze versteht, verbessert nicht nur seine Trading-Disziplin im Energiehandel, sondern schafft die Grundlage für konsistente und objektivere Entscheidungen am Energiemarkt.

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Am morgigen Samstag steigt die erwartete Windleistung auf rund 12 GW, die Einspeisung ist damit deutlich höher im Vergleich zur heutigen Erwartung von 7,5 GW. Die PV-Leistung sinkt nach einer sehr ergiebigen Phase auf 17 GW. Trotz der geringeren PV-Einspeisung ergab sich für den morgigen Liefertag ein niedrigerer Baseloadpreis von 85,87 Euro/MWh, 16,5 Prozent unter dem heutigen Baseloadpreis von 102,88 Euro/MWh. Nach den besonders teuren Abendstunden heute und gestern mit Höchstpreisen von über 450 Euro/MWh zeigt sich für den morgigen Liefertag wieder ein ausgeglicheneres Tagesprofil. Der Tagespeak wurde erneut um 20:45 Uhr erreicht blieb mit 176 Euro/MWh allerdings deutlich unter den beiden Vortagen. Erneut zeigte sich eine ausgeprägte und sehr flache Mittagsdelle: Von 10:15 Uhr bis 16:30 Uhr bewegten sich die Preise sehr nah an der Marke von 0,00 Euro/MWh. Das Tageslow wurde bei minus 2,00 Euro/MWh um 13:45 Uhr erreicht.

Die Grafik zeigt das Open Interest von EUA-Optionen mit Verfall am 24.06.2026, getrennt nach Calls (blau) und Puts (orange) über verschiedene Strike-Preise. Das Open Interest gibt Auskunft über die Anzahl offener Kontrakte und ermöglicht Rückschlüsse auf wichtige Preisniveaus sowie potenzielle Absicherungs- und Handelsinteressen der Marktteilnehmer.

Besonders auffällig ist die starke Konzentration des Call Open Interest am Strike 115 €/t. Mit rund 55.000 offenen Kontrakten dominiert dieser Strike die gesamte Optionsstruktur. Dies deutet auf ein erhebliches Marktinteresse an diesem Preisniveau hin. Aus den Daten lässt sich jedoch nicht erkennen, ob die Positionen überwiegend gekauft oder verkauft wurden. Denkbar sind sowohl spekulative Engagements auf stark steigende EUA-Preise als auch Prämieneinnahmestrategien von Marktteilnehmern, die einen Anstieg über 115 €/t als wenig wahrscheinlich erachten.

Im Bereich zwischen 75 und 100 €/t zeigt sich ebenfalls ein erhöhtes Call Open Interest, insbesondere bei den Strikes 80, 85, 90 und 95. Diese Preiszone dürfte daher für die Marktteilnehmer von besonderer Relevanz sein.

Auf der Put-Seite konzentriert sich das Open Interest vor allem zwischen 60 und 70 €/t. Der größte Put-Schwerpunkt liegt bei 70 €/t. Dies kann sowohl auf Absicherungsbedarf gegen fallende EUA-Preise als auch auf Strategien hindeuten, die dieses Preisniveau als wichtige Unterstützung betrachten.

Insgesamt zeigt die Optionsstruktur eine deutliche Asymmetrie zugunsten der Call-Seite. Die Marktteilnehmer messen steigenden EUA-Preisen offenbar eine hohe Bedeutung bei. Besonders der Strike 115 €/t stellt einen markanten Fokuspunkt dar, dessen Bedeutung mit Annäherung an den Verfallstermin am 24.06.2026 weiter zunehmen dürfte.

Der Strom Base Juni-Future legt heute kräftig zu und notiert aktuell bei rund 100 Euro/MWh, ein Plus von über 5 Prozent gegenüber dem Vortag. Der Aufwärtstrend, der sich nach dem Tief bei rund 82 Euro/MWh im April ausgebildet hat, bleibt damit intakt.

Treiber des Anstiegs sind vor allem die außergewöhnlich hohen Abendspitzen am EPEX-Spotmarkt in den vergangenen zwei Tagen. Zwischen 19 und 21 Uhr ist Strom strukturell teuer, da hoher Bedarf auf eine nachlassende Einspeisung aus erneuerbaren Energien trifft. Doch die aktuellen Spitzen übertrafen die Prognosen deutlich und sorgten für Überraschung unter den Marktteilnehmern. Die extreme Preisspreizung innerhalb eines Tages ist ein strukturelles Merkmal des deutschen Strom-Spotmarkts geworden. Während in solarreichen Mittagsstunden die Preise tief fallen oder gar negativ werden, können die Abendstunden extreme Höhen erreichen, ein Muster, das zuletzt besonders ausgeprägt auftritt.

Im Hintergrund wirken die hohen Gaspreise als fundamentaler Preistreiber. Der TTF Gas Day Ahead notiert aktuell bei rund 48 Euro/MWh und damit 40 Prozent über dem Vorjahresniveau. Da Gaskraftwerke in der Merit-Order regelmäßig den Grenzpreis setzen, schlägt sich dies direkt in den Spotpreisen nieder, verstärkt durch die derzeit ebenfalls steigenden CO2-Kosten von fast 80 Euro/t CO2.

Kurz vor Beginn der Lieferperiode des Strom Base Juni-Futures reagieren Marktteilnehmer mit starken Käufen. Die unerwartet hohen Spotpreise der Abendstunden zwingen offenbar noch unterversorgte Händler und Versorger, offene Positionen zu schließen und kurzfristig zuzukaufen. Dies verstärkt die Rally am Terminmarkt und wirkt bis in die Strom Frontjahre hinein.

Am morgigen Freitag steigt die erwartete Windleistung leicht mit 6,3 GW im Vergleich zu den für heute vorhergesagten 4,1 GW, bei gleichbleibend starker PV-Einspeisung von rund 21 GW. Dementsprechend ergab sich für den morgigen Liefertag ein niedrigerer Baseloadpreis von 102,88 Euro/MWh, rund 15,9 Prozent unter dem heutigen Baseloadpreis von 122,32 Euro/MWh. Erneut zeigte sich eine flache Mittagsdelle: Von 11:15 Uhr bis 15:00 Uhr bewegten sich die Preise sehr nah an der Marke von 0,00 Euro/MWh. Die Abendstunden lagen erneut deutlich über dem übrigen Tagesverlauf, fielen mit einem Höchstpreis von 261,20 Euro/MWh um 20:45 Uhr jedoch weniger extrem aus als der heutige Peak von 468,31 Euro/MWh zur gleichen Uhrzeit. Das Tageslow wurde bei minus 0,21 Euro/MWh um 14:00 Uhr erreicht.

Die französische Kernkraftverfügbarkeit liegt aktuell bei rund 69 Prozent der installierten Gesamtleistung von etwa 65 GW, was einer verfügbaren Leistung von rund 44 bis 45 GW entspricht. Damit bewegt sich die Flotte im Rahmen der EDF-Jahresprognose von 350 bis 370 TWh, aber deutlich unter dem historischen Normalniveau von rund 80 Prozent.

Der auffälligste Einzelfall ist Flamanville 2. Der 1,3-GW-Block wurde heute früh planmäßig für rund 24 Stunden heruntergefahren, allerdings war diese Abschaltung keine Routine: Am 25. Mai gab es innerhalb weniger Stunden gleich drei ungeplante Ausfallmeldungen mit bis zu 970 MW Leistungsverlust. Die aktuelle Abschaltung ist also der Ausläufer einer technisch turbulenten Woche an diesem Block.

Insgesamt zeigen die REMIT-Daten für den laufenden Monat neun ungeplante Ausfälle an Kernkraftblöcken. Hervorzuheben ist auch Chinon 3, der seit dem 15. Mai vollständig vom Netz ist und laut Meldung erst am 2. Juni zurückkehren soll. Auch Gravelines 3 fiel innerhalb von 24 Stunden zweimal unplanmäßig aus. Abseits der Ausfälle läuft Flamanville 3, der neue EPR, mit rund 96 Prozent Leistung stabil. Wichtig ist außerdem, dass der Übertragungsnetzbetreiber RTE den Energiekonzern EDF bis mindestens 6. Juni verpflichtet hat, mehrere Blöcke an den Standorten Civaux, Blayais, Golfech und Chinon unabhängig vom Preisniveau im Mindestbetrieb zu halten.

Zur Monatswende ist jedoch Entspannung in Sicht: Chooz 2 (1.500 MW) und Nogent 2 (1.310 MW) kehren planmäßig zurück. Dem steht der Revisionsstart von Belleville 2 Anfang Juni mit 1.310 MW gegenüber. Per Saldo dürfte die Verfügbarkeit leicht zulegen, sofern keine weiteren ungeplanten Ausfälle hinzukommen.

Die Einspeicherung in die europäischen Gasspeicher hat zuletzt deutlich an Fahrt aufgenommen. Am Dienstag wurden EU-weit 3.425 GWh pro Tag eingespeichert, nach 3.736 GWh am Vortag. Besonders auffällig ist der Vergleich zur Vorwoche: Am Dienstag der Vorwoche waren es lediglich 1.805 GWh pro Tag, also weniger als die Hälfte. Der 7-Tage-Schnitt liegt mit 3.189 GWh pro Tag aktuell über dem erforderlichen Niveau von rund 2.930 GWh pro Tag, was zunächst positiv klingt.

Der 14-Tage-Schnitt von 2.533 GWh pro Tag liegt jedoch noch deutlich darunter und zeigt, dass die jüngste Beschleunigung noch kein stabiles Muster ist. Der EU-Speicherstand stieg um 0,30 Prozentpunkte auf 38,83 Prozent, rund 7,8 Prozentpunkte unter Vorjahr. In Deutschland wurden zuletzt 920 GWh pro Tag eingespeichert nach 1.074 GWh am Vortag.

Das grundlegende Problem bleibt bestehen: Selbst beim Tempo des Vorjahres würde die EU zum 1. November nur auf rund 76 Prozent kommen. Erschwerend kommt hinzu, dass die Einspeicherraten historisch ab September deutlich zurückgehen. Das Zeitfenster für eine intensive Befüllung ist also auf die Sommermonate Juni bis August begrenzt. Die entscheidende Frage ist, ob dieses Tempo über den gesamten Sommer gehalten werden kann. Angesichts des gestörten Sommer-Winter-Spreads und der anhaltenden Unsicherheit durch den Nahostkonflikt ist das keine Selbstverständlichkeit. Die nächsten Wochen werden zeigen, ob das aktuelle Tempo gehalten werden kann, oder ob anhaltende Angebotsausfälle in Nahost die Sommerbefüllung doch ausbremsen.

Die Vereinigung der Fernleitungsnetzbetreiber Gas hat am Mittwoch erstmalig einen Bericht zur Versorgungssicherheit vorgelegt. Dieser analysiert sowohl den vergangenen Winter 2025/26, gibt aber auch einen Ausblick auf den kommenden Sommer und Winter. Der FNB Gas beschreibt dabei, dass der deutsche Gasmarkt seit 2022 kein Pipelinemarkt mehr ist, sondern ein LNG-Markt mit globalen Abhängigkeiten. Der Sommer-Winter-Spread als zentraler Befüllungsanreiz funktioniert in einem LNG-geprägten Markt mit geopolitischen Schocks nicht mehr zuverlässig, wie der Iran-Krieg seit Februar 2026 einmal mehr beweist.

Im Rückblick wird zudem beschrieben, dass der Winter 2025/26 ein Stresstest war, den das System bestanden hat, wenn auch nur knapp. Die Speicher gingen mit 75,1 Prozent Füllstand in die Saison, deckten in Spitzenzeiten über 50 Prozent der täglichen Versorgung und entleerten sich so früh wie seit 2011 nicht mehr. LNG-Terminals lieferten maximal 8,5 Prozent. Das eigentliche Risiko liegt jetzt im Sommer 2026 bzw. Winter 2026/27. Aktuell liegt der EU-Speicherstand bei rund 39 Prozent und damit am unteren Rand des historischen Korridors, rund 8 Prozentpunkte unter Vorjahr. Für das 80-Prozent-Ziel zum 1. November wäre ab sofort eine Einspeicherrate von fast 3.000 GWh/d bis zum 31. Oktober erforderlich. Da ab September für gewöhnlich weniger netto eingespeichert wird, muss die Netto-Einspeicherrate über den Sommer deutlich anziehen. Selbst beim Vorjahrrestempo würden wir Stand heute nur bei 76,1 Prozent landen, das Vorjahr muss also übertroffen werden. Und das mit der Angebotsverknappung durch den Nahostkonflikt.

Strukturell schlägt FNB Gas als Antwort auf die fehlenden Anreize ein Kombinationsmodell vor: eine dauerhaft vorgehaltene Sicherheitsreserve von 24 TWh für exogene Schocks sowie eine marktbasierte Lieferantenverpflichtung von 63 TWh zum Stichtag 1. Februar. Das Modell ist konzeptionell durchdacht und adressiert gezielt das sogenannte Speicherparadoxon, indem beide Instrumente gegenläufige Effekte auf den Sommer-Winter-Spread entfalten und sich in Summe marktneutral verhalten sollen. Die zentrale politische Botschaft: Ohne neue Speicherordnung wird Versorgungssicherheit zunehmend vom Zufall abhängen. Die Umsetzung des Kombinationsmodells vor dem Winter 2026/2027 wäre dringend, ist allerdings kaum noch realistisch.

Unsere Einschätzung: Der Markt scheint darauf zu vertrauen, dass sich die Einspeicherung wie in jedem Jahr im Sommer beschleunigt und das Defizit aufgeholt wird. Hierbei dürfte auch die Hoffnung auf eine Einigung zwischen den USA und dem Iran eine Rolle spielen. Doch sollte dies nicht geschehen, liegt das Risiko klar auf der Oberseite. Sollte die Einspeicherrate nicht deutlich anziehen, werden die Märkte spätestens im August/September mit steigenden Preisen reagieren müssen. Das FNB-Kombinationsmodell ist ein guter Ansatz, aber selbst bei sofortiger politischer Einigung wäre eine Implementierung vor November 2026 nicht realistisch. Dennoch sollte sich die Politik auch bei einer baldigen Hormus-Einigung ein langfristiges Instrument überlegen, denn die nächste geopolitische Eskalation kommt bestimmt, nur der Zeitpunkt ist offen.

Umfrage vom 21.05.2026 in unserem WeeklyCall - Wenn die Straße von Hormus in den nächsten Tagen wieder geöffnet würde, welche Preisreaktion erwarten Sie für das TTF Gas Frontjahr?

Brent Crude (Juli-Future) hat charttechnische Schwächesignale ausgebildet. Mit dem Bruch des grünen Aufwärtstrends am 21.05. zeigten wir uns bereits bearish gestimmt. Im Anschluss erfolgte der Rückgang unter die psychologisch wichtige 100-USD-Marke, was ebenfalls negativ zu deuten ist. Auf dem Reaktionstief vom 07.05. bei 96 USD/bbl kam die Notierung am Montag zum Stehen und testete am gestrigen Dienstag die 100-USD-Marke von unten. Ein erneuter Anstieg über 100 USD/bbl könnte kurzfristig bullish bis 105 USD/bbl wirken. Mittelfristig bleiben wir aufgrund des Chartbildes bearish gestimmt, insbesondere dann, wenn es in den nächsten Tagen nachhaltig unter die Marke von 96 USD/bbl geht. Denn in diesem Fall läge eine obere Umkehrformation in Form eines Doppeltops vor, woraufhin die Preise bis 90 USD/bbl oder sogar aufgrund der Formationshöhe bis 80 USD/bbl nachgeben könnten. Aufgrund der hohen Korrelation von Brent zu TTF Gas ist die künftige Preisentwicklung von Öl für Strom und Gas relevant.

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Der EUA-Dez-26-Future bewegte sich in der Berichtswoche zum 22. Mai seitwärts und schloss nahezu unverändert. Ähnlich verhielt es sich auch mit der Positionierung der Investmentfonds, diese wurde kaum angetastet und sendet damit das gleiche Signal wie in den Wochen zuvor.

Die Netto-Long-Position der Investmentfonds stieg marginal um 0,4 Mio. EUA auf 39,1 Mio. EUA. Das Plus von 1,1 Prozent gegenüber der Vorwoche ist rechnerisch ein Zuwachs, inhaltlich aber eine Bestätigung der Stagnation. Auf der Long-Seite stockten die Fonds ihre Positionen um 0,8 Mio. EUA auf 62,2 Mio. EUA auf. Der Zuwachs von 1,3 Prozent ändert nichts am Grundbild: Die Longs befinden sich weiterhin auf dem niedrigsten Stand seit über einem Jahr, und von einer Trendwende ist nichts zu sehen. Auf der Short-Seite erhöhten die Fonds ihre Positionen ebenfalls geringfügig um 0,4 Mio. EUA auf 23,1 Mio. EUA. Das Plus von 1,6 Prozent verändert das Gesamtbild nicht.

Die minimalen Bewegungen auf beiden Seiten unterstreichen, dass die Spekulanten vor den ausstehenden EU-ETS-Reformen keine klare Positionierung eingehen wollen. Die Unsicherheit über Ausmaß und Richtung der Anpassungen aus Brüssel ist schlicht zu hoch. Aufschlussreicher dürfte der CoT-Report der laufenden Woche werden, denn der EUA-Preis hat zuletzt deutlich angezogen. Ob die Fonds diesen Anstieg mitgetragen haben, wird aber erst am kommenden Mittwoch sichtbar.

In der Berichtswoche zum 22. Mai wurde der Anstieg der Vorwoche bei der Netto-Long-Position der Investmentfonds weitgehend wieder aufgeholt. Nach einem Zuwachs von 17,2 TWh in der Woche zum 15. Mai fiel die Netto-Long-Position nun um 15,7 TWh auf 280,2 TWh zurück. Das entspricht einem Rückgang von 5,3 Prozent und setzt den „Hin und Her"-Kurs der vergangenen Wochen fort, der die fehlende Überzeugung im Markt deutlich widerspiegelt.

Auf der Long-Seite fuhren die Fonds ihre Positionen um 12,6 TWh auf 415,0 TWh zurück. Der Abbau von 2,9 Prozent zeigt, dass die Bereitschaft fehlt, auf steigende Preise zu setzen. Angesichts der ungewissen Lage in Nahost bleibt eine etwaige Einigung ein Risiko für bestehende Long-Positionen. Auf der Short-Seite stockten die Fonds ihre Positionen moderat um 3,1 TWh auf 134,9 TWh auf. Der Zuwachs von 2,4 Prozent ist gemessen an der Gesamtpositionierung aber gering. Großes Vertrauen in fallende Preise sieht anders aus.

Mit rund 135 TWh bewegen sich die Short-Positionen weiterhin auf historisch niedrigem Niveau. Das reduziert das Risiko eines Short-Squeeze erheblich, nimmt dem Markt aber auch einen potenziellen Kurstreiber. Solange die Nahost-Unsicherheit anhält, dürfte die Spekulation auf beiden Seiten gedämpft bleiben. Richtungsimpulse von den Investmentfonds sind in diesem Umfeld nicht zu erwarten.