Was treibt den Preis gerade?

Der Ausbruch, den wir Ende August beschrieben haben, hat sich zu einer Neubewertung ausgeweitet. Der EEX German Baseload Cal-27 schloss am 11. September bei 132,03 €/MWh, plus 26,1 Prozent gegenüber dem 11. August und erneut ein Hoch der Reihe. Der Abstand zum Juni ist der eigentliche Befund: Damals stand derselbe Kontrakt bei 96,01 €/MWh. In einem Quartal hat der deutsche Terminmarkt 37,5 Prozent zugelegt, ohne dass sich an der deutschen Erzeugungsstruktur etwas geändert hätte.

Der Treiber sitzt vollständig im Gasmarkt. Der TTF Front-Month stieg im selben Monatsfenster um 35,4 Prozent auf 79,52 €/MWh, weil Europa gegen die Zeit einspeichert und katarisches LNG die Straße von Hormus nur eingeschränkt passiert. Die deutschen Speicher lagen am 13. September bei 55,60 Prozent, EU-weit waren es 68,04 Prozent (GIE AGSI). Solange Gaskraftwerke die Preisspitzen setzen, überträgt sich diese Knappheit eins zu eins in den Strom-Forward.

Neu ist, dass der Rückhalt aus dem Westen wegbricht. Der französische Cal-27 stieg von 64,71 €/MWh am 11. August auf 89,54 €/MWh am 11. September. EDF hat die Revision des Reaktors Gravelines 5 nach Korrosionsbefunden um sieben Wochen bis zum 25. Januar 2027 verlängert (Bloomberg, 3. September); im August waren nach Quallenbefall und hitzebedingten Kühlbeschränkungen zeitweise 20,4 Prozent der französischen Kernkraftkapazität außer Betrieb, ein Rekordwert. Der deutsch-französische Abstand beträgt damit 42,49 €/MWh nach 40,00 €/MWh Mitte August: Er ist nicht gewachsen, weil Deutschland teurer wurde, sondern trotz eines ebenfalls steigenden Frankreichs nur leicht breiter geworden. Das Argument für den Standortvergleich bleibt, seine Begründung verschiebt sich.

Am Spotmarkt hat der Herbst bereits begonnen. Der deutsche Day-Ahead-Spot lag im Mittel der Woche vom 7. bis 13. September bei 162,39 €/MWh. Am 10. September traf eine Dunkelflaute auf den Abendhochlauf: Der Tagesdurchschnitt stieg auf 191,82 €/MWh und die Viertelstundenspitze zwischen 19:45 und 20:00 Uhr erreichte 585,10 €/MWh. Das ist die Kostenstruktur, die im Winterprofil regelmäßig wiederkehrt, und sie trifft jeden Betrieb ohne Lastflexibilität voll.

Auf der Politikseite laufen drei Dinge parallel, die 2027 betreffen. Erstens die Netzentgelte: Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen die vorläufigen Werte für 2027 Anfang Oktober, und der Bundeszuschuss sinkt nach dem Haushaltsentwurf von 6,5 Mrd. € auf rund 5,5 Mrd. €, also um knapp 15 Prozent. Zweitens der Kapazitätsaufbau: Die erste Ausschreibung nach dem Kraftwerkssicherheitsgesetz über 4,5 GW schloss am 8. September und war deutlich überzeichnet; die Zuschläge sollen bis zum 3. November feststehen, weitere Runden folgen im Dezember 2026 und Mai 2027. Drittens die Versorgungssicherheit: Die Bundesnetzagentur hat den Netzreservebedarf für den Winter 2026/2027 auf 7.407 MW festgesetzt, nach 6.493 MW im Vorwinter.

Die wichtigste Entlastung ist jetzt genau beziffert. Der Industriestrompreis arbeitet nach BAFA-Angaben mit einem Referenzpreis von 87,44 €/MWh und einem Zielpreis von 50,00 €/MWh; die Differenz von 37,44 €/MWh wird auf 50 Prozent des anrechenbaren Stromverbrauchs gewährt. Über den Gesamtverbrauch gerechnet sind das rund 18,72 €/MWh, mit dem Flexibilitätsbonus von 10 Prozent rund 20,6 €/MWh. Berechtigt sind Unternehmen der Teilliste 1 des KUEBLL-Anhangs, das Programm läuft für die Lieferjahre 2026 bis 2028, die Antragstellung für 2026 öffnet im Dezember 2026.

Worauf wir achten: die vorläufigen Netzentgelte Anfang Oktober, die Zuschläge der Kraftwerksausschreibung bis zum 3. November, die französische Verfügbarkeit über den Winter und den TTF als weiterhin bestimmende Größe.

Was heißt das konkret für den Einkauf in DACH?

Die Tranchen-Disziplin hat ihren Preis gezeigt, und sie bleibt trotzdem richtig. Wer Ende August auf die damals genannten Auslöser gewartet hat, zahlt heute 26 Prozent mehr. Daraus folgt aber nicht, jetzt vollständig zu fixieren: Cal-27 auf einem Allzeithoch zu kaufen, ist dieselbe Wette mit umgekehrtem Vorzeichen. Sichern Sie den Anteil, den Sie budgetär nicht offen tragen können, und halten Sie den Rest gegen definierte Auslöser: ein TTF-Rücksetzer unter 65 €/MWh, eine umgesetzte Korridor-Vereinbarung oder deutsche Speicher über 70 Prozent.

Die KUEBLL-Prüfung gehört jetzt vor jede Tranchen-Entscheidung, und sie lässt sich exakt rechnen. Bei einem Referenzpreis von 87,44 €/MWh und einem Zielpreis von 50,00 €/MWh beträgt der Differenzpreis 37,44 €/MWh auf die Hälfte des anrechenbaren Verbrauchs, also rund 18,72 €/MWh über den Gesamtverbrauch und rund 20,6 €/MWh mit Flexibilitätsbonus. Gegen einen Forward von 132,03 €/MWh sind das etwa 14 bis 16 Prozent der Beschaffungskosten. Wer in der Teilliste 1 sitzt und noch nicht vorbereitet ist, sollte die Antragsunterlagen jetzt zusammenstellen: Das Antragsfenster für 2026 öffnet im Dezember 2026.

Kalkulieren Sie die Netzentgelte 2027 als eigene Position und mit einem Aufschlagsrisiko. Der Bundeszuschuss sinkt um knapp 1 Mrd. €, die vorläufigen Werte kommen Anfang Oktober. Wer das Budget 2027 bereits gerechnet hat, sollte die Position als offen markieren, statt sie mit dem Wert aus 2026 fortzuschreiben.

Nutzen Sie den Frankreich-Vergleich weiter, aber mit der neuen Begründung. Der Abstand von 42,49 €/MWh besteht fort, doch Frankreich ist selbst um fast 25 €/MWh gestiegen. Ein Lieferant mit französischer Fertigung kann einen Energieaufschlag auf deutschem Niveau weiterhin nicht begründen, aber er hat jetzt ein eigenes, belegbares Kostenargument. Verlangen Sie den Nachweis des tatsächlichen Beschaffungsniveaus statt pauschaler Aufschläge.

Machen Sie Lastflexibilität zur Zahl im Business Case. Der 10. September hat gezeigt, was eine Dunkelflaute im Abendhochlauf kostet: 585,10 €/MWh in der Spitze gegen einen Wochenschnitt von 162,39 €/MWh. Wer Prozesse aus diesen Fenstern verschieben kann, kauft sich von der teuersten Stunde frei, und im Winterprofil kehrt diese Stunde regelmäßig wieder.