CO2-Preise entkoppeln sich vom Gas und richten den Fokus auf die Angebots-/Nachfragegrundlagen 2026
Die CO2-Preise befinden sich in einem leicht steigenden Trend und werden nun weniger stark von den Gaspreisen beeinflusst. Der Markt richtet seine Aufmerksamkeit auf eine sich verschärfende Angebots-/Nachfragebilanz für das kommende Jahr. Obwohl eine engere Bilanz erwartet wird, sehen wir nach wie vor einige Faktoren, die größere Preissteigerungen im kommenden Quartal begrenzen dürften.
Die Kombination aus dem erwarteten erhöhten Nettozubau an erneuerbaren Kapazitäten und normalen Wetterbedingungen lässt den stärksten jemals in EU27+UK verzeichneten Jahresvergleichsanstieg bei der erneuerbaren Stromerzeugung erwarten. Dies fällt zeitlich zusammen mit einem erneut weitgehend stagnierenden Stromverbrauch. Mehrere der stromintensivsten Sektoren befinden sich derzeit in einem negativen Aktivitätstrend, der durch das Wachstum der Stromnachfrage aus aufkommenden Technologien nur geringfügig ausgeglichen werden dürfte. Dies wird zu einem stark rückläufigen thermischen Kraftwerkspark führen, wobei die Wettbewerbsfähigkeit der Brennstoffe das Ausmaß des Rückgangs in gewissem Maße bestimmen kann.
Europäische Gaspreise stabilisieren sich – Risiken bleiben jedoch bestehen
Die europäischen Gaspreise haben sich seit diesem Frühjahr im niedrigen bis mittleren Bereich von 30 €/MWh stabilisiert, begünstigt durch komfortable Fundamentaldaten – hohe LNG-Importe und gedämpfter Verbrauch. Wir erwarten, dass diese Bedingungen anhalten, und sehen ein Abwärtspotenzial für die Preise. Risiken durch winterliche Witterungsverhältnisse und steigende Ukraine-Importe sollten jedoch beobachtet werden. Die Speicherfüllstände dürften ihren Höchststand bei der aktuellen Füllrate von 83 % erreichen, was ein komfortables Niveau darstellt, aber bei schwerwiegenden Angebots- oder Nachfragestörungen möglicherweise nicht ideal ist.
Hydrologischer Winterausblick für Kontinentaleuropa: mildes Wetter, unsichere Niederschläge und KI-Prognosen der nächsten Generation
Saisonale Prognosen deuten auf überdurchschnittlich warme Temperaturen in Europa in diesem Winter hin sowie auf eine leicht erhöhte Wahrscheinlichkeit von Dunkelflaute-Bedingungen im November, während die Aussichten für den späteren Winterverlauf unsicher bleiben. Für den frühen Winter werden trockenere als normale Bedingungen in Mitteleuropa erwartet, gefolgt von unsichereren Niederschlagsmustern im weiteren Saisonverlauf.
Schneefallprognosen zeigen unterdurchschnittliche Schneemengen in den Alpen zu Winterbeginn, jedoch eine Rückkehr zu überdurchschnittlichen Werten bis Januar.
Die Wasserkraftproduktion war in weiten Teilen Kontinentaleuropas normal oder unterdurchschnittlich, doch in den kommenden Wochen werden Anstiege erwartet, insbesondere in den Alpen und in Südosteuropa, nach außergewöhnlich starken Regenfällen, Überschwemmungen und rekordfrühem Schneefall in der Region.
Ein wichtiger Meilenstein in diesem Herbst ist die Einführung der neuen KI-basierten Zuflussprognosemodelle von Insight by Volue, die eine durchschnittliche Verbesserung des MAPE um 26 % zeigen. Weitere Verbesserungen sind geplant, darunter KI-basierte Wettereingaben und die Nutzung eines breiteren Satzes an Wetterdatenpunkten, was die Grundlage für zukünftige KI-basierte Wasserkraftproduktionsmodelle legt.
Deutscher Strommarkt: Thermische Spreads werden positiv
Der Referenz-Frontmonat-Stromkontrakt stieg im dritten Quartal deutlich an, während die SRMC-Werte für Gas und Kohle stabil blieben. Infolgedessen wurde die Marge für durchschnittliche Gaskraftwerke zum ersten Mal seit Anfang dieses Jahres positiv. Auch effizientere Kohlekraftwerke kehrten zu positiven Margen zurück.
Deutschland plant eine umfangreiche Investitionsinitiative zur Modernisierung der Infrastruktur und strebt weiterhin sein Klimaneutralitätsziel für 2045 an. Dies kann die Nachfrageerwartungen für Strom und Gas stützen, doch in der Realität zeigen sowohl Strom als auch Gas angesichts der schwachen Industrieleistung keine Erholungszeichen. Solar- und Windenergieerzeugung spielen weiterhin eine wichtige Rolle im Strommix und bestimmen das Spotpreisniveau. Während Wind in diesem Jahr hinter den Erwartungen zurückgeblieben ist, hat Solar die historischen Produktionsniveaus bei weitem übertroffen. Der Preisausblick für diesen Winter ist eher neutral, wenn man Volues mittelfristige Prognose mit den aktuell gehandelten Marktpreisen vergleicht.
Die Umstellung auf die 15-Minuten-MTU im Day-Ahead-Markt
Ab dem 30. September 2025 erfolgt die Auktion im Day-Ahead-Markt in 15-Minuten-MTUs. Erste Ergebnisse deuten auf eine Umkehrung der typischen Preisdynamik zwischen dem Day-Ahead- und dem IDA1-Markt hin. Die Day-Ahead-Kurve hat das charakteristische „Sägezahn"-Muster übernommen, das zuvor im IDA1 zu beobachten war, während die IDA1-Kurve glatter wurde. Die IDA1-Volumina gingen im Vergleich zum September-Durchschnitt um rund 39 % zurück – ein Trend, der auch in den meisten kontinentaleuropäischen Märkten zu beobachten ist, mit Ausnahme Italiens, wo die Volumina stabil blieben. Italienische Marktteilnehmer könnten zögerlich sein, Liquidität aus dem weit verbreiteten IDA-Markt abzuziehen.
Der Sägezahneffekt, gekennzeichnet durch Preisspitzen in der ersten Viertelstunde und Rückgänge in der letzten, spiegelt Diskrepanzen zwischen stündlichen Erzeugungsprognosen und der tatsächlichen viertelstündlichen Produktion während Hoch- oder Runterfahr-Phasen wider.
Das Erkennen dieser systematischen Muster ermöglicht es Händlern, Ungleichgewichtsrisiken zu reduzieren und die Netzstabilität zu verbessern. Solche Dynamiken beschränken sich nicht auf solare Rampen, sondern treten auch bei thermischen Hochfahrvorgängen und Windschwankungen auf.
Nordischer Stromterminmarkt-Ausblick und kürzere Zeitauflösung
Mit dem Übergang des Single Day-Ahead Coupling (SDAC)-Marktes zu 15-Minuten-MTUs sind die Strompreise in den nordischen Ländern und in Europa dynamischer geworden. Mit zunehmender Variabilität steigt der Bedarf an Flexibilität – sowohl auf Erzeuger- als auch auf Verbraucherseite. Doch welche Lösungen werden diese nächste Phase der Energiewende prägen: netzgekoppelte Batteriespeicher, Wasserstoff, automatisiertes Demand Response, aufkommende Technologien oder eine Kombination aus all dem?
Gleichzeitig prägen gegensätzliche hydrologische Bedingungen zwischen dem nördlichen und südlichen Skandinavien weiterhin die Marktdynamik. Dieses Ungleichgewicht könnte sich verändern, wenn wir in eine Saison mit höherem Verbrauch und steigenden Preisen eintreten, was die Preiskopplung zwischen den Regionen potenziell stärken oder schwächen könnte. Volues Prognosen deuten auf einen Frühling hin, in dem NO3 und NO5 konvergieren könnten, während NO4 weiterhin Schwierigkeiten hat, seine wasserkraftgetriebenen Preiskurven anzuheben.
Große Netzengpässe in den nordischen Ländern
Der Übergang zur flussbasierten Marktkopplung in den nordischen Ländern ermöglicht es uns zu untersuchen, welche Netzelemente zu Preisunterschieden beitragen. Viele Gebotszonen-Grenzen sind nach wie vor bedeutsam (wie SE1-FI, DK2-SE4), aber auch interne Engpässe innerhalb von Gebotszonen spielen eine große Rolle, wie etwa interne Engpässe in SE2 und SE3 sowie Blåfalli-Mauranger und Aurland-Sogndal in Norwegen. Wir erwarten, dass das neu in Betrieb genommene Upgrade Aurland-Sogndal die Preise in NO3 und teilweise im nördlichen Schweden erhöhen wird, während die Preise im südlichen Norwegen leicht sinken dürften.
Preisen die verschiedenen kontinentalen und nordischen Strommärkte den potenziell starken Anstieg der Windkraft im nächsten Jahr ein?
Wir halten es für äußerst wichtig, die Strombilanz für das nächste Jahr zu verfolgen, um Antworten darauf zu finden, wohin sich die Strommärkte entwickeln werden. Wir sehen erhebliche Unsicherheiten beim Verbrauch, insbesondere hinsichtlich der künftigen Lieferung von Windkrafterzeugung im nächsten Jahr. In den vergangenen 12 Monaten haben wir eine sehr geringe Lieferung erlebt, was Fragen aufwirft, wo wir 2026 landen werden und ob wir zur Normalität zurückkehren werden. Wenn ja, könnten wir im nächsten Jahr die Auswirkungen neuer erneuerbarer Energien auf die Gas- und CO2-Märkte erleben, da der Bedarf an thermischer Produktion voraussichtlich deutlich sinken wird. Infolgedessen könnten wir einen erheblichen Rückgang der Lieferung in den kontinentalen Strommärkten sehen, was auch erhebliche Auswirkungen auf die NP-Strompreise haben wird. Bei Volue fragen wir uns, ob das Mark-to-Market-Konzept derzeit die beste Eingangsgröße ist, oder ob niedrigere Gas- und DE-Strompreise eher geeignet sind, niedrigere Preiserwartungen in unseren NP-Bereichssimulationen zu erzeugen.
