WME Marktinformation - September

Strom

Der Stromterminmarkt zeigte sich im August weiterhin auf erhöhtem Niveau. Der EEX German Power Jahresfuture für Cal-27 notierte zum Monatsende bei rund 119,48 €/MWh und lag damit oberhalb des Niveaus von Ende Juli. Wesentliche Treiber waren der feste Brennstoffkomplex, die weiterhin angespannte Risikobewertung am Gasmarkt sowie ein höherer Risikoaufschlag infolge geopolitischer Unsicherheiten. Zusätzlich stützten zeitweise niedrige Windaufkommen und witterungsbedingte Nachfrageeffekte die Strompreise. 

Gegen Monatsende blieb die Terminstruktur im vorderen Bereich besonders sensitiv gegenüber Gas-, CO₂- und Wetterimpulsen. Während die Frontjahre von Versorgungs- und Brennstoffrisiken getragen wurden, blieb die längerfristige Kurve etwas flacher. Insgesamt ist der Markt weiterhin anfällig für kurzfristige Ausschläge, insbesondere bei Änderungen der Gasspeicherlage, LNG-Verfügbarkeit oder geopolitischen Nachrichten. 

Gas

Der Gasterminmarkt blieb im August von der Speicherentwicklung, der globalen LNG-Verfügbarkeit und geopolitischen Risiken geprägt. Die europäischen Speicherstände stiegen zwar weiter an, lagen aber weiterhin deutlich unter dem saisonalen Durchschnitt. Dadurch blieb eine Risikoprämie für die Winterversorgung bestehen. Gleichzeitig wirkten robuste LNG-Importe und zwischenzeitlich stabile norwegische Lieferungen preisbremsend. 

Auf der Nachfrageseite sorgten hohe Temperaturen in Teilen Europas weiterhin für einen erhöhten Einsatz von Gaskraftwerken. Am Markt blieb die Frage zentral, ob die Einspeicherziele bis zum Beginn der Heizperiode ohne zusätzliche Preisaufschläge erreicht werden können. Entsprechend reagierten die Frontkontrakte weiterhin sensibel auf Speicher- und Wetterdaten. 

Insgesamt zeigte sich der Gasmarkt fester als im Frühsommer, jedoch weniger dynamisch als während der starken Aufwärtsbewegung im Juli. Für die weitere Entwicklung bleiben insbesondere LNG-Flüsse nach Europa, Wartungen an Export- und Importinfrastruktur, asiatische Nachfrage, Wetterprognosen sowie die europäische Speicherfüllung entscheidend. 

Gasspeicher-Füllstand Ende August 2026: ca. 65,1 % – weiterhin deutlich unter dem saisonalen Durchschnitt; Einspeicherpfad bleibt für die Winterversorgung marktbestimmend. 

Strom

Der kurzfristige Strommarkt zeigte sich im August weiterhin sehr volatil. Der deutsche Day-Ahead-Spotmarkt lag im Monatsdurchschnitt bei rund 126,9 €/MWh arithmetisch bzw. rund 115,6 €/MWh volumengewichtet. Intraday-Notierungen lagen nochmals höher und verdeutlichen die weiterhin hohe kurzfristige Flexibilitäts- und Ausgleichsnachfrage. 

Preistreibend wirkten insbesondere die sommerliche Wetterlage, hohe Lastspitzen in den Abendstunden, zeitweise niedrige Windstromeinspeisung sowie die Abhängigkeit von steuerbarer Erzeugung. Gleichzeitig führten hohe PV-Einspeisungen in einzelnen Mittagsstunden weiterhin zu sehr niedrigen bzw. zeitweise negativen Preisen, sodass die Spreizung zwischen günstigen Mittagsstunden und teuren Abendstunden ausgeprägt blieb. 

Zusätzliche Volatilität ergab sich durch kurzfristige Prognoseabweichungen bei erneuerbaren Energien, eingeschränkte Flexibilität im konventionellen Kraftwerkspark und punktuelle Marktstörungen im Intraday-Auktionsumfeld. Für strukturierte Beschaffungsmodelle bleibt daher insbesondere die Lastverschiebung aus Hochpreisstunden sowie die Absicherung gegen Abend- und Dunkelflautenrisiken relevant. 

Gas

Auch am kurzfristigen Gasmarkt blieb das Preisniveau im August deutlich erhöht. Für das deutsche Marktgebiet THE bewegten sich Day-Ahead-Spotpreise gegen Monatsende im Bereich von rund 66 bis 70 €/MWh; der Monatsdurchschnitt lag – abhängig von Betrachtung und Index – deutlich über dem Niveau des Frühsommers. Damit blieb der Spotmarkt eng mit der Speicherfüllung, LNG-Verfügbarkeit und dem kurzfristigen Kraftwerkseinsatz verbunden. 

Preisstützend wirkten die weiterhin unterdurchschnittlichen europäischen Speicherstände, eine erhöhte Nachfrage aus dem Stromsektor sowie Risikoaufschläge im globalen LNG-Markt. Gleichzeitig begrenzten fortgesetzte Speicherinjektionen, robuste LNG-Anlandungen und phasenweise stabile norwegische Lieferungen stärkere Preisausschläge. 

Für die weitere Entwicklung des Gas-Spotmarkts bleiben kurzfristige Wetterprognosen, LNG-Flüsse nach Europa, Wartungen an norwegischer Infrastruktur, asiatische LNG-Nachfrage sowie der Einspeicherfortschritt bis zur Heizperiode maßgeblich. Aufgrund der engen Kopplung zwischen Gas- und Strommarkt wirken Spotgaspreisänderungen weiterhin unmittelbar auf die Grenzkosten gasbasierter Stromerzeugung und damit auf die Strom-Spotpreise. 

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