Es ist ein seltsamer Sommer. Einerseits herrscht ein hoher Temperaturgradient quer über den europäischen Kontinent – nach hochsommerlichem Wetter hat sich frühlingshafte Instabilität mit einem Wechsel aus Wind, Regen und Sonne in Mitteleuropa eingestellt. Währenddessen sind andere Regionen von extremer Hitze betroffen. Andererseits ist vom Sommerloch kaum eine Spur, erst recht nicht politisch. Da geht es um nichts weniger als die Zukunft der Energiewirtschaft. Infrastrukturen müssen gebaut, Gesetze neu geschrieben, Netze errichtet, deren Kosten administriert und die Zukunftsfähigkeit visionär konserviert werden.
Die politische Diskussion um die Netzkosten wird in vielen europäischen Ländern lauter. Zitat vom deutschen Verband der Industriellen Energie und Kraftwirtschaft: „Die künftige Netzentgeltsystematik sollte Flexibilitätshemmnisse abbauen. (…). Generell sollte die Senkung der Netzkosten durch Anreize zu systemdienlichem Verhalten beim Reformvorhaben (…) im Fokus stehen – eine reine Umverteilung zwischen verschiedenen Netznutzergruppen reicht nicht aus.“ Wir sehen in vielen Ländern, dass Änderungen der bestehenden Regelungen für die Netzsteuerung mit Einfluss auf die Netzkosten geplant sind. Das geschieht allerdings eher sequentiell und oft nicht holistisch im Hinblick auf die Auswirkungen auf alle Netzakteure, was wiederum höheren Verwaltungsaufwand samt höheren Netzkosten für alle Verbrauchseinheiten zur Folge hat. Der Umgang mit PV-Überschüssen ist einer der wichtigsten neuralgischen Punkte dieser zukünftigen Netzinfrastruktur. Europäische Beispiele für politische Anpassungen dieser Netzsystematik:
Fangen wir in Bulgarien an: Dort werden ab 1.7. kombinierte Bilanzierungsgruppen abgeschafft. Die Auswirkungen auf die gewälzten Ausgleichsenergiekosten werden unterschiedlich diskutiert und müssen erst beobachtet werden.
In Rumänien wurde am 8.7. eine Verordnung beschlossen, die die Batterien von den Netzkosten und den GOO (Herkunftsnachweisen) für den Strombezug befreit. PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 10,8 kW bis 400 kW müssen mit Speichersystemen ausgestattet sein.
In Kroatien ist im April ein Gesetz über die Erneuerbaren Energien und KWK in Kraft getreten, das die Verrechnung von Überschussstrom ändert. Gleichzeitig soll noch im Sommer 2025 ein Gesetz zur Gründung von Energiegemeinschaften beschlossen werden.
Slowenien hat schon im Vorjahr eine größere Reform umgesetzt. Auch da wird’s kompliziert: Die Agencija za energijo (Sloweniens Energieregulator) führt eine Haupt- und eine Nebensaison mit jeweils unterschiedlichen Netzpreisen ein. Dazu: die Aufteilung des Tages in fünf Zeitblöcke sowie ein neuer leistungsbasierter Tarifanteil. Zusätzlich wird pro Abnahmestelle eine jährliche Leistungskapazität vereinbart, die für eine kostenbasierte Verteilung der Netzkosten sorgen soll.
Deutschland hat, auch wegen bisher vermiedener Netzentgelte für manche Verbrauchergruppen, eine schwierige Veränderungsphase vor sich. Viele der vorliegenden Vorschläge erfüllen die eingangs erwähnte Forderung nach einfachen Entgeltsystematiken und Abbau von Flexibilitätshemmnissen nicht.
Nicht zuletzt hat auch Österreich mit dem Begutachtungsentwurf des neuen ElWG (Elektrizitätswirtschaftsgesetz) für hohe mediale Rezeption gesorgt – obwohl der finale Beschluss noch aussteht. Für Aufregung sorgten insbesondere die neuen Entgelte für Einspeisungsstellen ohne Technologiedifferenzierung. Heißt: Sowohl das riesige Gaskraftwerk als auch die Balkon-Kleinst-PV-Anlage sind von Netzgebühren betroffen. Hilfreich ist jedenfalls die Entgeltbefreiung für Speicheranlagen bei systemdienlichem Betrieb. Darüber hinaus soll ein Sozialtarif von 6 ct/kWh bedürftige Haushalte unterstützen. Wir als Inercomp befürworten diese Einführung, kritisieren allerdings die dezentrale Abwicklung über alle Lieferanten sowie die Kostenaufteilung gemäß der Vorjahresmenge anstatt der letzten drei Monate wie bei der OeMAG-Zuteilung. Für weitere Informationen und Einschätzungen zum ElWG melden Sie sich gerne bei uns, Ihrem unabhängigen Energiedienstleister.
Fakt ist: Die meisten Regelungen in vielen EU-Mitgliedsstaaten sind nicht auf das Gesamtoptimum ausgerichtet, sondern legen den Fokus auf einzelne Netznutzungsgruppen. Und gleichzeitig wird die Bildung eines gemeinsamen Energiemarkts durch unterschiedliche Regelungen erschwert, obwohl alle Länder mit denselben Themen herausgefordert sind.
Im Gegensatz zu den schwelenden Strafzöllen verlief der Juli an den Energiemärkten ruhig. Die Einigung auf einen transatlantischen 15 %-Zollsatz blieb ohne spürbare Auswirkungen. Im Gegenzug sollen laut Trump Energieimporte aus den USA auf 750 Mrd. USD in drei Jahren steigen – eine kaum realistische Zahl: 2024 importierte die EU laut Eurostat Energie im Wert von 376 Mrd. €, davon 75 Mrd. € aus den USA. Selbst bei vollständiger Gasversorgung durch US-LNG (100 Mrd. €/Jahr) wären zusätzlich 150 Mrd. USD jährlich aus US-Öl nötig. Dafür müsste der Ölpreis von 70 auf über 100 USD/Barrel steigen – allein mengenmäßig kaum machbar.
Auch geopolitisch war der Juli ruhig – die Konflikte im Nahen Osten pausierten, Wetter und Sommerflaute dominierten. Nach einem heißen Juni sorgten Regen und Abkühlung für Entspannung. Die Energiepreise zeigten geringere Schwankungen: Das deutsche Strom-Frontjahr (EEX) bewegte sich von 86,30 auf 88,67 EUR/MWh, das THE-Gas-Frontjahr von 34,72 auf 36,10 EUR/MWh.
Der Strom-Spotmarkt war stabil: Wochenpreise lagen zwischen 83 und 88 EUR/MWh, der Monatsschnitt in Österreich bei 87,91 EUR/MWh – höher als in den Vormonaten, aber deutlich unter den Winterspitzen von bis zu 140 EUR/MWh. Ursache war schwache Winderzeugung (nur 72–91 % der Norm) und leicht unterdurchschnittliche PV-Produktion. Teilweise fehlten 0,6 TWh, die fossil ersetzt wurden. Zum Monatsende stabilisierten sich die Erneuerbaren. Die Kühlwassersituation blieb unkritisch, französische AKWs liefen stabil. Geringe Impulse, stabile Nachfrage und gute LNG-Versorgung prägten den Terminmarkt. Ausnahme: Asien. Dort sorgte Hitze – etwa in Seoul mit der höchsten Temperatur seit sieben Jahren – für fallende Speicherstände, zog LNG-Schiffe an und verursachte leichte Preisbewegungen in Europa.
Die Sommerpause ist jedoch nicht vorbei. Ruhige Fundamentaldaten verhindern große Preissprünge. Die Terminmarktpreise bewegten sich im Juli seitwärts – nun schon seit sechs Wochen. Das Ende der Hitzewelle, kühlere Temperaturen in Asien und schwache chinesische LNG-Nachfrage mindern das Risiko, dass Asien zum Preistreiber wird. Europa bleibt für US-LNG attraktiv. Dennoch besteht bei Gas kaum Abwärtspotenzial. Die Speicherziele bleiben marktbestimmend. Zwar hält die EU am 90 %-Ziel fest, rechnerisch sind durch nationale Anpassungen aber nur 80 % nötig – etwa 12 % fehlen aktuell. Europa muss die Preise hoch genug halten, um im Wettbewerb mit Asien genügend LNG zu sichern.
Im Spotmarkt drückt die Erneuerbaren-Produktion (115 % der Norm in KW 31) kurzfristig die Preise Richtung 70 EUR/MWh. Doch Prognosen von 2–3 °C über Norm für DE/AT/FR/CH könnten erneut zu Engpässen bei Kühlwasser führen – französische AKWs bleiben ein Unsicherheitsfaktor. Auch geopolitisch steigt das Risiko: Die USA drohen mit Sanktionen gegen Länder, die russische Energie kaufen. Sekundärzölle könnten die globale LNG-Verfügbarkeit beeinträchtigen. Gleichzeitig bleibt unklar, wie die Märkte die jüngste US-EU-Zollvereinbarung bewerten.
Ob die Ruhe anhält, ist fraglich – zu viele stille Risiken liegen unter der Oberfläche. Die nächsten Wochen dürften zeigen, ob aus Sommerflaute bald wieder Bewegung wird.
Es ist ein seltsamer Sommer. Einerseits herrscht ein hoher Temperaturgradient quer über den europäischen Kontinent – nach hochsommerlichem Wetter hat sich frühlingshafte Instabilität mit einem Wechsel aus Wind, Regen und Sonne in Mitteleuropa eingestellt. Währenddessen sind andere Regionen von extremer Hitze betroffen. Andererseits ist vom Sommerloch kaum eine Spur, erst recht nicht politisch. Da geht es um nichts weniger als die Zukunft der Energiewirtschaft. Infrastrukturen müssen gebaut, Gesetze neu geschrieben, Netze errichtet, deren Kosten administriert und die Zukunftsfähigkeit visionär konserviert werden.
Die politische Diskussion um die Netzkosten wird in vielen europäischen Ländern lauter. Zitat vom deutschen Verband der Industriellen Energie und Kraftwirtschaft: „Die künftige Netzentgeltsystematik sollte Flexibilitätshemmnisse abbauen. (…). Generell sollte die Senkung der Netzkosten durch Anreize zu systemdienlichem Verhalten beim Reformvorhaben (…) im Fokus stehen – eine reine Umverteilung zwischen verschiedenen Netznutzergruppen reicht nicht aus.“ Wir sehen in vielen Ländern, dass Änderungen der bestehenden Regelungen für die Netzsteuerung mit Einfluss auf die Netzkosten geplant sind. Das geschieht allerdings eher sequentiell und oft nicht holistisch im Hinblick auf die Auswirkungen auf alle Netzakteure, was wiederum höheren Verwaltungsaufwand samt höheren Netzkosten für alle Verbrauchseinheiten zur Folge hat. Der Umgang mit PV-Überschüssen ist einer der wichtigsten neuralgischen Punkte dieser zukünftigen Netzinfrastruktur. Europäische Beispiele für politische Anpassungen dieser Netzsystematik:
Fangen wir in Bulgarien an: Dort werden ab 1.7. kombinierte Bilanzierungsgruppen abgeschafft. Die Auswirkungen auf die gewälzten Ausgleichsenergiekosten werden unterschiedlich diskutiert und müssen erst beobachtet werden.
In Rumänien wurde am 8.7. eine Verordnung beschlossen, die die Batterien von den Netzkosten und den GOO (Herkunftsnachweisen) für den Strombezug befreit. PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 10,8 kW bis 400 kW müssen mit Speichersystemen ausgestattet sein.
In Kroatien ist im April ein Gesetz über die Erneuerbaren Energien und KWK in Kraft getreten, das die Verrechnung von Überschussstrom ändert. Gleichzeitig soll noch im Sommer 2025 ein Gesetz zur Gründung von Energiegemeinschaften beschlossen werden.
Slowenien hat schon im Vorjahr eine größere Reform umgesetzt. Auch da wird’s kompliziert: Die Agencija za energijo (Sloweniens Energieregulator) führt eine Haupt- und eine Nebensaison mit jeweils unterschiedlichen Netzpreisen ein. Dazu: die Aufteilung des Tages in fünf Zeitblöcke sowie ein neuer leistungsbasierter Tarifanteil. Zusätzlich wird pro Abnahmestelle eine jährliche Leistungskapazität vereinbart, die für eine kostenbasierte Verteilung der Netzkosten sorgen soll.
Deutschland hat, auch wegen bisher vermiedener Netzentgelte für manche Verbrauchergruppen, eine schwierige Veränderungsphase vor sich. Viele der vorliegenden Vorschläge erfüllen die eingangs erwähnte Forderung nach einfachen Entgeltsystematiken und Abbau von Flexibilitätshemmnissen nicht.
Nicht zuletzt hat auch Österreich mit dem Begutachtungsentwurf des neuen ElWG (Elektrizitätswirtschaftsgesetz) für hohe mediale Rezeption gesorgt – obwohl der finale Beschluss noch aussteht. Für Aufregung sorgten insbesondere die neuen Entgelte für Einspeisungsstellen ohne Technologiedifferenzierung. Heißt: Sowohl das riesige Gaskraftwerk als auch die Balkon-Kleinst-PV-Anlage sind von Netzgebühren betroffen. Hilfreich ist jedenfalls die Entgeltbefreiung für Speicheranlagen bei systemdienlichem Betrieb. Darüber hinaus soll ein Sozialtarif von 6 ct/kWh bedürftige Haushalte unterstützen. Wir als Inercomp befürworten diese Einführung, kritisieren allerdings die dezentrale Abwicklung über alle Lieferanten sowie die Kostenaufteilung gemäß der Vorjahresmenge anstatt der letzten drei Monate wie bei der OeMAG-Zuteilung. Für weitere Informationen und Einschätzungen zum ElWG melden Sie sich gerne bei uns, Ihrem unabhängigen Energiedienstleister.
Fakt ist: Die meisten Regelungen in vielen EU-Mitgliedsstaaten sind nicht auf das Gesamtoptimum ausgerichtet, sondern legen den Fokus auf einzelne Netznutzungsgruppen. Und gleichzeitig wird die Bildung eines gemeinsamen Energiemarkts durch unterschiedliche Regelungen erschwert, obwohl alle Länder mit denselben Themen herausgefordert sind.
Im Gegensatz zu den schwelenden Strafzöllen verlief der Juli an den Energiemärkten ruhig. Die Einigung auf einen transatlantischen 15 %-Zollsatz blieb ohne spürbare Auswirkungen. Im Gegenzug sollen laut Trump Energieimporte aus den USA auf 750 Mrd. USD in drei Jahren steigen – eine kaum realistische Zahl: 2024 importierte die EU laut Eurostat Energie im Wert von 376 Mrd. €, davon 75 Mrd. € aus den USA. Selbst bei vollständiger Gasversorgung durch US-LNG (100 Mrd. €/Jahr) wären zusätzlich 150 Mrd. USD jährlich aus US-Öl nötig. Dafür müsste der Ölpreis von 70 auf über 100 USD/Barrel steigen – allein mengenmäßig kaum machbar.
Auch geopolitisch war der Juli ruhig – die Konflikte im Nahen Osten pausierten, Wetter und Sommerflaute dominierten. Nach einem heißen Juni sorgten Regen und Abkühlung für Entspannung. Die Energiepreise zeigten geringere Schwankungen: Das deutsche Strom-Frontjahr (EEX) bewegte sich von 86,30 auf 88,67 EUR/MWh, das THE-Gas-Frontjahr von 34,72 auf 36,10 EUR/MWh.
Der Strom-Spotmarkt war stabil: Wochenpreise lagen zwischen 83 und 88 EUR/MWh, der Monatsschnitt in Österreich bei 87,91 EUR/MWh – höher als in den Vormonaten, aber deutlich unter den Winterspitzen von bis zu 140 EUR/MWh. Ursache war schwache Winderzeugung (nur 72–91 % der Norm) und leicht unterdurchschnittliche PV-Produktion. Teilweise fehlten 0,6 TWh, die fossil ersetzt wurden. Zum Monatsende stabilisierten sich die Erneuerbaren. Die Kühlwassersituation blieb unkritisch, französische AKWs liefen stabil. Geringe Impulse, stabile Nachfrage und gute LNG-Versorgung prägten den Terminmarkt. Ausnahme: Asien. Dort sorgte Hitze – etwa in Seoul mit der höchsten Temperatur seit sieben Jahren – für fallende Speicherstände, zog LNG-Schiffe an und verursachte leichte Preisbewegungen in Europa.
Die Sommerpause ist jedoch nicht vorbei. Ruhige Fundamentaldaten verhindern große Preissprünge. Die Terminmarktpreise bewegten sich im Juli seitwärts – nun schon seit sechs Wochen. Das Ende der Hitzewelle, kühlere Temperaturen in Asien und schwache chinesische LNG-Nachfrage mindern das Risiko, dass Asien zum Preistreiber wird. Europa bleibt für US-LNG attraktiv. Dennoch besteht bei Gas kaum Abwärtspotenzial. Die Speicherziele bleiben marktbestimmend. Zwar hält die EU am 90 %-Ziel fest, rechnerisch sind durch nationale Anpassungen aber nur 80 % nötig – etwa 12 % fehlen aktuell. Europa muss die Preise hoch genug halten, um im Wettbewerb mit Asien genügend LNG zu sichern.
Im Spotmarkt drückt die Erneuerbaren-Produktion (115 % der Norm in KW 31) kurzfristig die Preise Richtung 70 EUR/MWh. Doch Prognosen von 2–3 °C über Norm für DE/AT/FR/CH könnten erneut zu Engpässen bei Kühlwasser führen – französische AKWs bleiben ein Unsicherheitsfaktor. Auch geopolitisch steigt das Risiko: Die USA drohen mit Sanktionen gegen Länder, die russische Energie kaufen. Sekundärzölle könnten die globale LNG-Verfügbarkeit beeinträchtigen. Gleichzeitig bleibt unklar, wie die Märkte die jüngste US-EU-Zollvereinbarung bewerten.
Ob die Ruhe anhält, ist fraglich – zu viele stille Risiken liegen unter der Oberfläche. Die nächsten Wochen dürften zeigen, ob aus Sommerflaute bald wieder Bewegung wird.
Viel Erfolg bei Ihren Entscheidungen mit Energie!
Ihr Felix Diwok
Für das Team der Inercomp