Was treibt den Preis gerade?

Der Forward hat sich über der 100er-Marke eingerichtet. EEX German Baseload Cal-27 notierte am 31. Juli bei 104,24 €/MWh, praktisch unverändert gegenüber Mitte Juli und 12,1 Prozent über dem Stand von Ende Juni. Der Treiber bleibt derselbe: Der TTF hält mit 59,44 €/MWh sein hohes Niveau, und solange Gaskraftwerke in den Spitzenstunden den Preis setzen, hält der Gasmarkt den Strom-Forward fest.

Die zwei Wochen brachten dabei ein erstes Entspannungssignal: Am 30. Juli passierte mit der Al Areesh die erste Katar-LNG-Ladung seit dem 5. Juli die Straße von Hormus (Bloomberg). Der Terminmarkt hat darauf kaum reagiert, und das ist konsequent: Eine Passage ist kein Hochlauf, mehr als ein Dutzend Tanker warten weiter vor Ras Laffan, und mit dem Drohnenangriff auf Gastanker im ägyptischen Damietta hat sich das Risiko zugleich Richtung Suez verbreitert. Für den Strom-Forward heißt das: Der Weg unter 100 führt über regelmäßige Katar-Abfahrten, nicht über einzelne Schiffe.

Wie hoch die geopolitische Prämie im deutschen Preis ist, zeigt der Blick nach Westen: Frankreich handelte Cal-27 am 31. Juli bei 64,73 €/MWh, fast 40 €/MWh unter dem deutschen Kontrakt. Die kernkraftgestützte französische Erzeugung entkoppelt sich vom Gaspreis, die deutsche nicht. Dieser Spread ist das stärkste Argument in jeder Standort- und Absicherungsdiskussion.

Am kurzen Ende hat sich die Lage dagegen entspannt: Kühleres Wetter in Nordwesteuropa hat die Kühllast und damit die Spotspitzen der Junihitze (bis 566 €/MWh am Abend) vorerst aus dem Markt genommen. Die Hitzeflauten-Mechanik bleibt aber im System; jeder neue Hitzeblock im August kann sie reaktivieren, zumal die französische Kraftwerksverfügbarkeit im Hochsommer die bekannte Schwachstelle bleibt.

An der Kostenbasis ändert sich nichts: Das Industriestrompreis-Programm federt für die 91 KUEBLL-Sektoren weiter 15 bis 25 €/MWh ab. Bei einem Forward über 100 €/MWh bleibt es die größte Einzelstellschraube der Strombeschaffung.

Worauf wir achten: die Frequenz der Katar-Abfahrten als TTF-Treiber, die französische Kraftwerksverfügbarkeit im August und die Frage, ob der DE-FR-Spread von fast 40 €/MWh Bestand hat.

Was heißt das konkret für den Einkauf in DACH?

Halten Sie die Tranchen-Disziplin aus dem Vorzyklus: gesicherte Mengen halten, weitere Tranchen erst bei sichtbaren Deeskalationssignalen. Neu ist, dass es jetzt ein definierbares Signal gibt: Regelmäßige Katar-Abfahrten aus Ras Laffan wären der Auslöser, ab dem der TTF und mit ihm Cal-27 nachhaltig nachgeben können. Ein einzelnes Schiff ist es nicht.

Ziehen Sie die KUEBLL-Prüfung weiter vor jede Tranchen-Entscheidung: Bei Cal-27 über 100 €/MWh sind 15 bis 25 €/MWh Entlastung der Unterschied zwischen kalkulierbar und kritisch.

Nutzen Sie den Frankreich-Spread in Verhandlungen und Standortentscheidungen: Fast 40 €/MWh Abstand für 2027 dokumentieren, was die Gas-Kopplung den deutschen Standort kostet. Für Lieferanten mit französischer oder nordischer Fertigung ist ein pauschaler Energieaufschlag auf deutschem Niveau nicht begründbar.

Halten Sie Lastflexibilität einsatzbereit, auch wenn der Spot gerade ruhig ist: Der nächste Hitzeblock kann die Spanne zwischen Mittag und Abend wieder auf Faktor sechs treiben, und wer verschieben kann, kauft sich von genau diesen Stunden frei.