Market Insights: Strom Cal 27 und Cal 28 im Herbst – Treiber, Winterrisiko und Beschaffungsfenster

Der Strom-Terminmarkt hat im September noch einmal kräftig zugelegt. Das deutsche Frontjahr Cal 27 Base ist innerhalb einer einzigen Handelswoche um 9,7 Prozent gestiegen, Österreich, die Schweiz und Italien sind mitgezogen. Für Unternehmen, deren Strombedarf für 2027 noch nicht vollständig abgesichert ist, stellt sich damit eine unbequeme Frage: Ist das der Moment, Mengen zu fixieren, oder ein Preisschub, den man aussitzen sollte? Eine sichere Antwort darauf gibt es nicht. Es lohnt sich aber, die Treiber genau anzusehen, denn sie zeigen, wo das Risiko sitzt.

Cal 27 Base: drei Stufen in zwei Monaten

Mitte Juli notierte Cal 27 Base in Deutschland bei 104,50 EUR/MWh – damals der höchste Stand seit fast drei Jahren. Am 2. September lag der Kontrakt bereits bei 123,12 EUR/MWh und damit so hoch wie seit Januar 2023 nicht mehr. Laut dem Marktbericht der Schweizer Elektrizitätskommission ElCom vom 15. September stieg das deutsche Frontjahr in der Berichtswoche von 123,8 auf 135,8 EUR/MWh. Die Bewegung ist also nicht aus einem einzelnen Ereignis entstanden, sondern hat sich über den Sommer aufgebaut und im September beschleunigt.

Auch die Folgejahre haben sich verteuert: Die Kontrakte für 2028 und 2029 erreichten Anfang September ebenfalls neue Höchststände. Sie liegen allerdings, wie die Jahreskurven der ElCom zeigen, weiterhin deutlich unter Cal 27 und sind weniger steil gestiegen. Der Markt preist die aktuelle Knappheit also vor allem in das nächste Lieferjahr ein.

Treiber Nummer eins: der Gaspreis

Die ElCom nennt als ausschlaggebenden Grund höhere Gaspreise infolge einer weiteren Eskalation des Konflikts im Nahen Osten. Das TTF-Gas-Frontjahr stieg in derselben Woche von 54,4 auf 60,8 EUR/MWh, ein Plus von 11,8 Prozent; der Frontmonat erreichte 82,9 EUR/MWh. Am 16. September kostete der TTF-Frontmonat rund 81 EUR/MWh, etwa 22 Prozent mehr als Ende August.

Der Zusammenhang zum Strom ist direkt: In Stunden mit wenig Wind- und Solarstrom setzen Gaskraftwerke den Preis. Solange sie dafür regelmäßig gebraucht werden, schlagen die Erwartungen an künftige Gasbeschaffungskosten auf die Strom-Futures durch. Verstärkt wird das durch die Lage in den Gasspeichern: Der Füllstand in Deutschland lag Mitte September bei rund 56 Prozent – ein niedriges Niveau so kurz vor der Heizperiode. CO2-Zertifikate (Dezember-Kontrakt) stiegen von 84,7 auf 88,0 EUR/t und haben damit zusätzlich, wenn auch in geringerem Umfang, nach oben gewirkt.

Wind, Abendspitzen und was der Spotmarkt verrät

Der Spotmarkt bestätigt die Anspannung. Das Monatsmittel am Day-Ahead-Markt stieg von 105 EUR/MWh im Juli auf 127 EUR/MWh im August und auf 150 EUR/MWh in der ersten Septemberhälfte; im September 2025 waren es 84 EUR/MWh. Am 14. September lag der Tagesdurchschnitt bei 257 EUR/MWh, eine einzelne Viertelstunde am Abend erreichte 740 EUR/MWh.

Ein wesentlicher Grund ist die Windflaute. In der Woche ab 7. September sank die deutsche Windstromerzeugung laut ElCom um 42 Prozent, die Braunkohleverstromung stieg um 71 Prozent. Am 10. September erreichten die Day-Ahead-Preise am Abend Spitzenwerte von rund 580 EUR/MWh. Dazu kommen strukturelle Faktoren: Mit dem Herbst sinkt die Solarproduktion, die Abendlast steigt, und in den Abendstunden fällt die PV-Einspeisung innerhalb von zwei bis drei Stunden auf null. Auch niedrige Flusspegel belasten Laufwasser, Kühlwasser und Kohlelogistik.

Winterquartal und Länderblick DACH und Italien

Besonders deutlich zeigt sich die Anspannung im kurzen Ende der Kurve. Das deutsche Frontquartal Q4 2026 stieg in der Berichtswoche auf 180,4 EUR/MWh. Die ElCom weist zudem darauf hin, dass Peak-Produkte für das erste Quartal 2027 stärker zugelegt haben als Base-Produkte – vermutlich, weil im Winter bei hoher Nachfrage und wenig Sonne häufiger Gaskraftwerke gebraucht werden.

Im Ländervergleich bleibt Deutschland der günstigste der hier betrachteten Märkte. Das Frontjahr Base notierte laut ElCom in Österreich bei 150,2 EUR/MWh, in der Schweiz bei 140,6 EUR/MWh und in Italien bei 155,6 EUR/MWh. Wer an mehreren Standorten beschafft, sollte diese Aufschläge nicht als festen Wert behandeln: Sie hängen von Grenzkapazitäten, Wasserkraft und Kernkraftverfügbarkeit ab und können sich im Winter verschieben.

Was das für Ihre Beschaffung bedeutet

Ob die Preise weiter steigen oder zurückkommen, hängt in erster Linie an der geopolitischen Entwicklung und am Gasmarkt – und beides ist derzeit schwer vorherzusagen. Daraus folgt keine eindeutige Kauf- oder Warteempfehlung, wohl aber eine Reihe von Handlungsoptionen:

• Offene Mengen 2027 beziffern. Wie viel Ihres Bedarfs für 2027 ist bereits fixiert, wie viel läuft noch offen? Ohne diese Zahl lässt sich das Risiko weder bewerten noch begrenzen.
• In Tranchen statt auf einen Schlag. Wer jetzt absichert, verteilt das Einstiegsrisiko besser auf mehrere Zeitpunkte. Ein Teil zu aktuellen Preisen, weitere Teile mit festgelegten Preisgrenzen nach oben und unten, schafft Planbarkeit, ohne alles auf ein Niveau zu setzen.
• Cal 28 mitdenken. Die Folgejahre notieren deutlich unter Cal 27. Für Unternehmen mit langfristig stabilem Bedarf kann es sinnvoll sein, eine Grundmenge für 2028 zu prüfen, statt nur auf das teure Frontjahr zu schauen.
• Winter- und Abendrisiko prüfen. Die Spitzen entstehen in windarmen Abendstunden und im Winterquartal. Wer einen hohen Spotanteil oder ausgeprägte Abendlast hat, sollte prüfen, welche Mengen sich zeitlich verschieben lassen.
• Vertragsspielräume kennen. Fixierungsfristen, Toleranzbänder und Kündigungstermine im bestehenden Liefervertrag entscheiden darüber, wie schnell Sie reagieren können.

Kein Instrument schützt vollständig vor weiteren Preissprüngen. Eine strukturierte Beschaffung verhindert aber, dass eine einzelne Entscheidung zum falschen Zeitpunkt das gesamte Jahresbudget bestimmt.

Wenn Sie Ihre offenen Mengen für 2027 und 2028 gemeinsam mit uns durchgehen möchten, sprechen Sie uns an.

Quellen

• Quelle: ElCom – Marktbericht vom 15.09.2026 (September 2026)
• Quelle: pv magazine – Was hinter den Preisspitzen an der Strombörse steckt (September 2026)
• Quelle: ZfK – Gaspreise erreichen Krisenniveau (September 2026)
• Quelle: m2 Energie – Strompreise für 2027 steigen auf höchsten Stand seit der Energiekrise (September 2026)
• Quelle: ZfK – Frontjahr-Kontrakt nähert sich dem Dreijahres-Hoch (Juli 2026)