Was waren auffällige Zahlen auf den Strommärkten in diesem Monat?
Der September zeigte die volle Bandbreite der Preisspanne, und zwar in beide Richtungen.
Deutschland (50Hertz): Am 12. September erreichte das 95-%-Quantil im 15-Minuten-Intraday-Continuous-Handel zwischen 2:00 und 2:15 Uhr 4.376,50 €/MWh. Das ist rund das 25-Fache des September-Medians von 175,11 €/MWh, und das mitten in der Nacht.
Niederlande (TenneT): Am Sonntag, 6. September, fiel das 5-%-Quantil zwischen 13:45 und 14:00 Uhr auf -114,86 €/MWh. Und das war kein Einzelfall: In 270 Viertelstunden dieses Monats lag das 5-%-Quantil im negativen Bereich.
Am Gasmarkt durchbrach der TTF erstmals seit drei Jahren die Marke von 80 €/MWh und erreichte Mitte September rund 82,5 €/MWh. Zum Vergleich: Im Juni lag der Durchschnitt bei knapp 45 €/MWh. Die EU-Gasspeicher waren Ende des Monats zu rund 71 % gefüllt und damit deutlich unter dem Fünfjahresdurchschnitt von etwa 85 %. Die deutschen Speicher lagen sogar nur bei knapp 58 %.
Was sind mögliche Gründe für dieses Marktverhalten?
An den Strommärkten war in diesem Monat der Wind der wichtigste Treiber. Starker Wind drückte die Preise nach unten und bis in den negativen Bereich. In windstillen Phasen stiegen sie schnell wieder an, und Gaskraftwerke setzten bei höheren Brennstoffkosten den Preis. Volatilität ist längst nicht mehr nur ein Solarthema in den Abendstunden. Die schwankende Windeinspeisung sorgt inzwischen rund um die Uhr für starke Ausschläge.
Die Gasmärkte wurden geprägt durch:
- anhaltende Lieferbeschränkungen rund um die Straße von Hormus, wobei Katar die Force Majeure für LNG-Lieferungen verlängerte
- eine starke LNG-Nachfrage in Asien während einer Hitzewelle Anfang September, die den Wettbewerb um Ladungen verschärfte
- dauerhaft niedrige Speicherstände vor Beginn der Heizperiode
Das Ergebnis: Jede Schlagzeile zu Iran oder zur LNG-Versorgung bewegte die Preise unmittelbar.
Was erwartest Du für den nächsten Monat?
Der Winter naht, und Europa geht mit historisch niedrigen Speicherständen in die Heizperiode. Die zentralen Fragen: Wie früh beginnen die Ausspeicherungen, und reicht der Puffer für einen frühen Winter? Manche erwarten bereits einen durchschnittlichen TTF-Preis von rund 85 €/MWh in diesem Winter. Preise über 100 €/MWh sind möglich, falls kaltes Wetter mit weiteren Lieferunterbrechungen zusammentrifft.
Die Geopolitik bleibt der große Unsicherheitsfaktor: Wird die Straße von Hormus wieder geöffnet, eskalieren die Spannungen weiter, und wird Katar die Force Majeure erneut verlängern? Auch das bevorstehende EU-Verbot russischer LNG-Importe ab dem 1. Januar 2027 dürfte auf den Winterkontrakten lasten.
An den Strommärkten dürften Herbststürme mehr Wind und niedrigere Preise bringen, während windstille Phasen für Preisspitzen sorgen. Die Volatilität bleibt, und Flexibilität durch Speicher und steuerbare Lasten gewinnt weiter an Wert.
Eines ist klar: Der September hat gezeigt, dass Europas Energiemärkte mit wenig Spielraum für Fehler in den Winter gehen.
