Marktausblick

Am Strommarkt prägten im dritten Quartal vor allem außergewöhnlich hohe Temperaturen und die damit verbundenen Auswirkungen auf das europäische Energiesystem das Marktgeschehen. Mehrere Hitzewellen führten europaweit zu einem deutlichen Anstieg der Stromnachfrage, insbesondere durch die zunehmende Nutzung von Klimaanlagen, auch in Rechenzentren. Gleichzeitig war die Verfügbarkeit französischer Kernkraftwerke durch hohe Kühlwassertemperaturen eingeschränkt. Niedrige Wasserstände belasteten zudem Wasserkraft und Energielogistik. Gleichzeitig nahm die Volatilität zu: Hohe Solarproduktion drückte die Preise in einzelnen Stunden, während schwache Windphasen für Gegenbewegungen sorgten. Zusätzlich unterstützt durch geopolitische Risikoprämien und steigende Gas-, Kohle- und CO₂-Preise legte das Frontjahr Strom (Cal-27) im Quartalsverlauf von rund 95 EUR/MWh auf etwa 120 EUR/MWh zu und erreichte damit den höchsten Stand seit mehreren Jahren.

Der Gasmarkt blieb auch im dritten Quartal der maßgebliche Taktgeber an den Märkten. Die Diskussionen um die Sicherheit der LNG-Lieferketten, die zeitweise stark eingeschränkte oder komplett stillgelegte Schifffahrt durch die Straße von Hormus sowie anhaltende LNG-Ausfälle in Katar führten zu deutlichen Preisbewegungen. Gleichzeitig rückten die europäischen Speicherstände zunehmend in den Fokus. Trotz fortlaufender Einspeicherung lagen die Füllstände im Sommer unter dem Niveau der Vorjahre und teilweise mehr als 15 Prozentpunkte unter dem Fünfjahresdurchschnitt. Dies führte zu einer deutlichen Risikoprämie: Der TTF Forward 2027 stieg von rund 36 EUR/MWh Anfang Juli auf knapp 53 EUR/MWh Anfang September. Das Spotgeschäft am Gasmarkt ist zusätzlich von asiatischem Wettbewerb um amerikanische LNG-Mengen betroffen und stieg Anfang September auf ein Dreijahreshoch von 73 EUR/MWh.

Auch der Kohlemarkt stand im dritten Quartal im Einfluss der Entwicklungen an den Gasmärkten. Die historisch niedrigen Wasserstände auf dem Rhein führten zu Einschränkungen in der Binnenschifffahrt und erschwerten damit den Transport von Kohle zu den Kraftwerksstandorten. Gleichzeitig verbesserten die hohen Gaspreise die Wettbewerbsfähigkeit der Kohleverstromung deutlich, sodass die sogenannten Clean-Dark-Spreads gegenüber Gaskraftwerken zeitweise erhebliche Vorteile aufwiesen. Unterstützend wirkte zudem, dass europäische Versorger begannen, ihre Gasspeicher zu füllen. Trotz eines strukturell rückläufigen Stellenwerts im europäischen Energiesystem gewann Kohle damit vorübergehend wieder an Bedeutung als Absicherungsinstrument gegen hohe Gaspreise und Versorgungsrisiken im Winterhalbjahr. Das API2 Cal-27 legte von 112 USD/Tonne Anfang Juli auf etwa 132 USD/Tonne Anfang September zu.

Im Markt für Emissionszertifikate (EUA) standen im dritten Quartal neben den Fundamentaldaten vor allem politische Entwicklungen im Vordergrund. Die Diskussionen um die Reform des europäischen Emissionshandels, die Ausgestaltung der Marktstabilitätsreserve (MSR), mögliche zusätzliche Zertifikatsmengen im Rahmen eines „Investment Boosters“ sowie Anpassungen des langfristigen Reduktionspfades sorgten für Volatilität. Gleichzeitig wirkten steigende Strom-, Gas- und Kohlepreise unterstützend auf den Markt, da höhere fossile Erzeugungskosten den Bedarf an Emissionsrechten erhöhen. Insgesamt überwog die Erwartung, dass der europäische Emissionshandel trotz politischer Anpassungen langfristig ein strukturell knapper Markt bleibt. Der EUA Dec-26 stieg von rund 80 EUR/Tonne Anfang Juli auf etwa 83 EUR/Tonne Anfang September.

Der Ölmarkt zeigte sich im dritten Quartal volatil. Die militärische Eskalation im Nahen Osten und die erheblichen Einschränkungen der Schifffahrt durch die Straße von Hormus ließen die Risikoprämien deutlich steigen. Zusätzlich rückten alternative Transportrouten wie Bab al-Mandab in den Fokus der Marktteilnehmer. Sinkende globale Nachfrageprognosen der International Energy Agency (IEA) sowie Hoffnungen auf diplomatische Lösungen wirkten zeitweise preisdämpfend. Zudem kündigten einige wichtige Förderländer die Ausweitung ihrer Produktionsmengen an. Aufmerksamkeit erhielt dabei die Vereinbarung zwischen den USA und Venezuela zur Erschließung und Nutzung venezolanischer Ölreserven. Brent notierte Anfang Juli noch bei rund 76 USD/Barrel und erreichte zwischenzeitlich Niveaus von über 100 USD/Barrel, bevor der Preis Anfang September wieder nachließ und bei etwa 95 USD/Barrel lag. Es verbleibt ein erheblicher geopolitischer Risikoaufschlag im Markt.

Ausblick

Die europäischen Energiemärkte gehen mit erhöhtem Preisniveau in das vierte Quartal. Trotz eines gewissen Gewöhnungseffekts zeigen die Entwicklungen des dritten Quartals, dass fundamentale Auswirkungen geopolitischer Konflikte weiterhin beträchtlich sind. Insbesondere die niedrigen europäischen Gas-Speicherstände, die Unsicherheit über LNG-Lieferströme und die hohe Abhängigkeit von globalen Transportwegen bleiben wesentliche Risikofaktoren für die Winterversorgung. Zudem bleibt die Verfügbarkeit der französischen Kernkraft ein entscheidender Faktor für die Versorgungssicherheit in Europa. Den bullishen fundamentalen Faktoren wie Geopolitik und Gasspeicherständen wirken der fortschreitende Ausbau von Wind- und Solarenergie, steigende Speicherkapazitäten und Investitionen in Netzausbau und Flexibilitätsoptionen entgegen.

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