MARKTKOMMENTAR
Marktkommentar August 2026
Ende Juni sah es kurz nach Entspannung aus. Die Annäherung zwischen den USA und dem Iran drückte den Gaspreis am Spotmarkt und am kurzfristigen Terminmarkt in Richtung 40 EUR/MWh. Für ein paar Tage schien eine Wiedereröffnung der Straße von Hormus in Reichweite. Jedoch haben die Entwicklungen im Juli die Hoffnungen auf eine schnelle Wiederaufnahme katarischer LNG-Produktion zunichte gemacht.
In vier Wochen stieg der TTF-Kontrakt für August um 57 %, von 40,50 EUR/MWh am 25. Juni auf 63,58 EUR/MWh am 24. Juli. Der Anstieg verlief in zwei Phasen: Zunächst eine stetige Aufwärtsbewegung, als die erhoffte Öffnung ausblieb, dann eine Beschleunigung ab Mitte Juli, nachdem der Transit fast vollständig zum Erliegen kam. QatarEnergy hat die Force Majeure bis mindestens Mitte September verlängert und bereitet eine Ausweitung bis Oktober vor.
Die Folgen sind in den Speicherständen ablesbar. Die LNG-Importe der EU liegen seit Mitte Juli deutlich unter 3 TWh pro Tag, dem niedrigsten Stand seit 2024. Gleichzeitig steigt die asiatische LNG-Nachfrage wieder an. Die europäischen Speicher stehen Ende Juli bei 56 % gegenüber 68 % im Vorjahr. Aktuell halten wir einen Füllstand von rund 70 % am Ende der Einspeichersaison für realistisch.
Bei den EU-Speicherzielen lohnt sich eine Präzisierung, die in der Berichterstattung häufig untergeht. Die verbindliche Marke von 90 % besteht fort, ist seit der Novelle im Sommer 2025 aber weicher als die Zahl vermuten lässt. Mitgliedstaaten dürfen um bis zu zehn Prozentpunkte abweichen, die Kommission kann weitere fünf gewähren. Und das Ziel muss nicht mehr am 1. November, sondern im Zeitraum zwischen 1. Oktober und 1. Dezember erreicht werden. Damit entfällt jener Mechanismus, der 2022 die Preise zusätzlich trieb, weil alle Käufer gleichzeitig an den Markt mussten. Das erklärt teilweise, warum der Markt trotz niedriger Speicherstände nicht in Panik verfällt. Eine weitere Erklärung ist die Erwartung von Marktteilnehmern, dass katarische LNG-Mengen Richtung Jahresende zurückkehren und dass zugleich das globale LNG-Angebot durch neue Projekte stetig zunimmt.
Aufschlussreich ist auch die Form der aktuellen Forward-Kurve. Der August-Kontrakt notiert bei 58 EUR/MWh und damit rund 16 EUR über dem Cal-2027, das Q4-2026 liegt praktisch gleichauf mit dem August und weist keinen der sonst üblichen Winteraufschläge auf. Der Markt konzentriert die Belastung also auf die kommenden Monate bis zum Winterende und sieht ab dem Q2-2027 eine Beruhigung.
Am Strommarkt hat sich der Gaspreis fast ungefiltert durchgesetzt. Der deutsche August-Kontrakt stieg von 98 EUR/MWh Ende Juni auf 134 EUR/MWh am 22. Juli, den höchsten Wert seit Beginn seiner Notierung, und schloss den Monat bei 130 EUR/MWh. Gegenüber dem Vorkriegsstand vom Februar ist das ein Plus von 72 %. Die Zerlegung des Anstiegs ist dabei aufschlussreich: Von den 32 EUR/MWh seit Ende Juni entfallen bei einem unterstellten Wirkungsgrad eines Gaskraftwerks von 55 % 31,5 EUR/MWh auf die gestiegenen Gaskosten. Der Clean Spark Spread blieb mit rund minus 5 EUR/MWh nahezu unverändert. Strom und Gas haben sich im Juli im Gleichschritt bewegt, das Gaskraftwerk blieb preissetzend. Wie profitabel die Kohleverstromung dadurch wurde, zeigt der Clean Dark Spread: von rund 5 EUR/MWh Ende Juni weitete er sich bis zum Monatsende auf rund 28 EUR/MWh aus. Entsprechend legte die deutsche Steinkohleverstromung im Juli gegenüber dem Vormonat um 22 % auf 1.839 GWh zu.
Damit schließt sich der Kreis zum CO2-Markt. Am 17. Juli hat die Europäische Kommission ihren Vorschlag zur Überarbeitung des Emissionshandels vorgelegt: Der lineare Reduktionsfaktor wird für die Zeit nach 2030 gelockert, die automatische Löschung von Zertifikaten in der Marktstabilitätsreserve (MSR) entfällt, und eine Industrial Decarbonisation Bank soll ab 2028 Emissionsminderungen fördern. Eine Anpassung des Artikel 29a (ein Mechanismus, der bei starken Preisanstiegen Zertifikate aus der MSR in den Markt bringt) blieb aus. Der Markt sprang innerhalb von drei Handelstagen von 79 auf knapp 87 EUR/t, gab die Bewegung aber fast vollständig wieder ab. Zum Monatsende steht der Dezember-Kontrakt bei rund 81 EUR/t.
Eine der wichtigsten Änderungen steht ohnehin nicht im Preis. Die kostenlose Zuteilung wird bis 2040 verlängert, für CBAM-Sektoren bis 2038, ab der Zuteilungsperiode 2031 jedoch an Investitionsbedingungen geknüpft: Wer sie behalten will, muss einen verifizierten und öffentlich einsehbaren Investitionspfad Richtung Klimaneutralität 2050 vorlegen. Ausgenommen sind nur die zehn % der effizientesten Anlagen je Benchmark. Die eigentliche Wirkung des ETS-Reviews liegt im langfristigen Investitionssignal und genau dieses hat das Review mit dem abgeschwächten Reduktionsfaktor nach 2030 gedämpft. Die Vorschläge markieren allerdings erst den Auftakt eines Verfahrens, das bis ins erste Quartal 2027 dauern dürfte. Weitere Details zum ETS-Review können Sie auf unserer Webseite nachlesen: EU-ETS-Review 2026: Änderungen und EUA-Preise | INERCOMP
Gestützt hat den Strompreis im Juli also nicht das ETS-Review, sondern andere Effekte. Hitze und eine dadurch teilweise gedrosselte Kernkraft und schwache Laufwasserkraft trieben die thermische Erzeugung nach oben. Einzig die Windkraft zeigte sich im Juli mit hohen Erzeugungsmengen preisdämpfend. Bei der Kostenwirkung ist zwischen Niveau und Veränderung zu unterscheiden. Im Niveau ist der CO2-Preis alles andere als nebensächlich: Bei 81 EUR/t trägt er rund 30 EUR/MWh zu den Grenzkosten eines Gaskraftwerks bei. An der Verteuerung des Strom-August-Kontrakts im Laufe des Julis hatte er mit etwa 0,4 EUR/MWh gegenüber 31,5 EUR/MWh aus dem Gaspreis dagegen kaum Anteil. Wer den Strompreisanstieg dieses Sommers erklären will, muss auf die Straße von Hormus und nicht nach Brüssel blicken.
Ein Blick nach Südosteuropa zeigt, wie unterschiedlich sich die Krise innerhalb Europas verteilt. Der ungarische August-Kontrakt schloss am 31. Juli bei 192 EUR/MWh, der Aufschlag gegenüber Deutschland lag bei 61 EUR/MWh. Ende Juni lag dieser Spread noch bei 22 EUR/MWh, am 24. Juli bei 27 EUR/MWh. In den fünf Handelstagen nach der Feuerpause vom 25./26. Juli korrigierte Deutschland um knapp 2 %, Ungarn stieg um weitere 20 %. Sollte sich der ungarische August-Future-Preis realisieren, wäre es am HUPX der teuerste Monat seit Dezember 2022 und der zweithöchste August (nach 495 EUR/MWh im Jahr 2022) aller Zeiten. Die einzigen 15 Monate, in denen der ungarische Baseload-Preis jemals über diesem Niveau lag, fallen ausnahmslos in den Zeitraum Oktober 2021 bis Dezember 2022, die Jahre der europäischen Energiekrise. Ungarn verfügt über wenig eigene flexible Erzeugung und mit Abschaltungen des Atomkraftwerks Paks und hohen Gaspreisen schlägt die Abhängigkeit von thermischer Importleistung voll auf den Preis durch. Ob die Preissetzung eine Knappheit vorwegnimmt oder spekulativ überschießt, lässt sich nicht mit Sicherheit sagen.
Der Trend ist jedenfalls eindeutig. Die Preisdifferenzen innerhalb von Europa steigen mit politischen Krisen und Wetterextremen an. Wer kurzfristig auf sinkende Preise wartet, setzt darauf, dass sich in der Straße von Hormus etwas bewegt, das sich seit Wochen nicht bewegt.
Simon Koller
Für das Team der Inercomp