Den vergangenen Monat prägte die Stabilisierung der internationalen Handelsbeziehungen – mit der Folge, dass die fundamental analysierten Aufwärtstendenzen bei den Energiepreisen die politischen Ereignisse wieder verdrängten. Neben der Marktbeobachtung sorgten mehrere Ereignisse für energiewirtschaftliche Implikationen und unmissverständliche Botschaften an die Energiepolitik.
Der Stromausfall Ende April in Spanien war mehr als nur ein technischer Zwischenfall – er entlarvte Schwächen im europäischen Strommarkt. Als Portugal kurzfristig den Stromimport stoppte, fiel der Spotmarktpreis in Spanien auf -10 EUR/MWh. Ein Zeichen dafür, wie sensibel das System auf Ungleichgewichte reagiert. Deutschland zeigt sich noch volatiler: Mit 153 Stunden negativer Preise bis Mai, teils bis -250 EUR/MWh, steht der Strommarkt unter Druck. Ursache ist unter anderem das Fördersystem für erneuerbare Energien. Auch bei Überangebot wird weiter eingespeist – denn Betreiber erhalten trotz negativer Preise eine Vergütung. Das neue Solarspitzengesetz soll gegensteuern: Seit 2025 entfällt die Marktprämie bei negativen Preisen, neue Anlagen mit Einspeisetarif erhalten dann gar keine Vergütung. Dennoch bleibt das Problem bestehen, solange viele Anlagen weiter fix gefördert werden. Ein resilienter Energiemarkt braucht Flexibilität, Speicher und marktorientierte Anreize – gerade bei wachsendem Anteil erneuerbarer Energien.
Entscheidenden Einfluss haben die Erneuerbaren auch auf die ausgestoßenen CO2-Emissionen. Anfang April veröffentlichte die EU-Kommission die Emissionszahlen für 2024 aller vom EU-Emissionshandel (EU-ETS) erfassten Anlagen – erstmals inklusive des europäischen Schiffsverkehrs. Mit rund 56 Mio. Tonnen CO₂e liegen die Emissionen der Schifffahrt etwa auf dem Niveau des innereuropäischen Flugverkehrs. Insgesamt sanken die Emissionen der bestehenden ETS-Sektoren im Vergleich zum Vorjahr um knapp 5 % – ein Rückgang, der zwar moderater als der Rekordrückgang von über 15 % aus 2023 ausfällt, aber dennoch leicht über dem EU-Zielpfad für 2030 liegt. Im Vergleich zu 2005 wurden die Emissionen bereits fast halbiert. Um das 62%-Reduktionsziel bis 2030 zu erreichen, ist jedoch weiterhin eine jährliche Verringerung von rund 4,4 % nötig.
Der stärkste Rückgang erfolgte im Strom- und Wärmesektor (-10 %), getrieben durch die Erneuerbaren. Die Erzeugung aus Photovoltaik und Wind stieg auf EU-Ebene um etwa 8 %, wobei PV um über 20 % zulegte. Zusätzlich sorgten ein wasserreiches Jahr und ein Anstieg der Atomkraft um rund 5 % für eine signifikante Reduktion des fossilen Strombedarfs. Allerdings verhinderte der wieder steigende Einsatz von Kohle ab Herbst 2024 einen noch stärkeren Rückgang. In der Industrie stabilisierten sich die Emissionen auf Vorjahresniveau, mit branchenspezifischen Unterschieden: Während Zement, Glas und Keramik um etwa 5 % zurückgingen, stiegen die Emissionen der Chemiebranche wieder um knapp 5 %, blieben aber deutlich unter dem Vorkrisenniveau. Der Flugverkehr legte erneut um 15 % zu und nähert sich dem Vor-Corona-Niveau an.
Für 2025 sind keine weiteren Emissionsrückgänge zu erwarten. Trotz weiterem Photovoltaik-Ausbau schwächeln Wind- und Wasserkraft, sodass die Emissionen im Stromsektor aktuell etwa 7 % über dem Vorjahresniveau liegen. Die Industrie erholt sich leicht, was ebenfalls gegen weitere Rückgänge spricht. Auf der Angebotsseite im CO₂-Markt sorgt das „REPowerEU“-Programm für kurzfristig höhere Zertifikatsmengen, die aber ab 2027 um bis zu 27 % sinken werden. Diese Verknappung treibt die CO₂-Preise deutlich nach oben: Analysten erwarten für 2027 Werte von rund 90 bis über 120 EUR pro Tonne. Die Dekarbonisierung bleibt eine Herausforderung, die vor allem vom Ausbau erneuerbarer Energien, Speichern und einem flexiblen Energiesystem abhängt.
Bevor wir zum Marktgeschehen kommen, sei noch auf zwei wichtige Gasmarkt-Meldungen hingewiesen: Die EU-Kommission plant ein Verbot russischer Gasimporte. Ziel ist die vollständige Abkehr von russischem Gas, das 2024 noch 19 % der EU-Importe ausmachte. Gleichzeitig wurde über Gespräche zwischen den USA und Russland berichtet, die eine Rückkehr russischer Gaslieferungen über US-Investoren prüfen – ein widersprüchliches Signal zur EU-Strategie. Das EU-Parlament beschloss zudem flexiblere Gasspeicherregeln: Das Füllziel soll von 90 % auf 83 % sinken. Die Verhandlungen mit dem Rat starteten am 13. Mai.
Auch auf die Energiepreise haben die Gasspeicher gewaltigen Einfluss. Nachdem die europäischen Gasspeicher im Mai weiter kräftig gefüllt wurden – mit einer Einspeicherrate von fast 4 TWh pro Tag – und der Füllstand nun bei 48 % liegt, zeigt sich auch der Strommarkt weiter unter dem Eindruck hoher Verfügbarkeit. Im Mai setzte sich der Abwärtstrend der Spotpreise fort. In Deutschland und Österreich lag das Monatsmittel mit ca. 70 EUR/MWh bei etwa der Hälfte des bisherigen Jahreshochs im Februar. Die starke Einspeisung aus Wind und Sonne drückte die Preise über weite Strecken. Zur Monatsmitte erreichte die Windstromproduktion 106 % der Norm, in Spitzen bis zu 170 %. Gleichzeitig meldete die Photovoltaik am 13. Mai neue Allzeithochs: 47,82 GW in einer Stunde und 425,28 GWh am Tag. Die letzte Maiwoche wurde zur zweitgünstigsten des bisherigen Jahres: Bei nahezu normgerechter Solarerzeugung von 14,1 GW stieg die Windausbeute im Schnitt auf 16,5 GW.
Mehrere Tage stachen mit besonders extremen Preisbewegungen hervor. Am 11. Mai lagen die Spotpreise in Deutschland, Österreich und Frankreich tagsüber durchgehend unter null. In Polen – mit 62,60 EUR/MWh das teuerste Marktgebiet – waren sieben Stunden negativ. In Deutschland lag Stunde 14 bei -250,3 EUR/MWh, in Belgien sogar bei -462,33 EUR/MWh. Gründe waren eine starke Kombination aus Wind, Solar und Laufwasserkraft bei gleichzeitig schwacher Nachfrage. Ähnliche Effekte zeigten sich am Freitag nach Christi Himmelfahrt (30. Mai). Für die Mittagsstunden prognostizierten Modelle Preise unter -200 EUR/MWh. Erwartet wurde eine Last von nur 55 GW bei gleichzeitiger Erzeugung von 43 GW Wind und 40 GW Solar – ein Überschuss von 28 GW, der sich kaum ausgleichen lässt. Zwar sind in Deutschland inzwischen rund 2 GW an Großbatteriespeichern und 10 GW an Pumpspeichern installiert, deren Kapazität reicht aber nicht aus, um solche Einspeisespitzen abzufedern.
Auch am Terminmarkt zeigte sich im Mai viel Bewegung. Erst konsolidierten sich die Strom- und Gaspreise von ihren Tiefpunkten aus angesichts der Beruhigung um die Handelskonflikte nach oben. Dann fielen sie wieder. Auslöser für den Anstieg waren unter anderem geplante Wartungsarbeiten in Norwegen, die die Gasflüsse temporär um 40 % reduzierten. Verzögerungen bei der Rückkehr der Lieferungen sowie die Ankündigung einer US-Zollpause beeinflussten zusätzlich die Preise. Erst nach Abschluss der Wartung stiegen die norwegischen Flüsse wieder. Gleichzeitig gingen temperaturbedingt die Verbrauchsmengen zurück, was mehr Einspeicherung ermöglichte. Der Strompreis folgte diesen Entwicklungen, ebenso von den Handelsgesprächen zwischen den USA und China beeinflusst. Hinzu kamen fundamentale Effekte, darunter Unsicherheiten bei der Wasserkraftproduktion. Zwar ist die Schneeschmelze im Alpenraum inzwischen in vollem Gange und wirkt leicht preisdämpfend, die Wasserverfügbarkeit liegt aber noch deutlich unter dem langjährigen Durchschnitt. Ein vorzeitiges Ende der kurzfristigen Schmelze, wie noch im April befürchtet, ist aktuell nicht zu erwarten – ein Faktor, der die Risikoprämien am Terminmarkt sinken lässt.
Kurzfristig bleibt der Ausblick für den Spotmarkt verhalten: Die hohe wetterabhängige Erzeugung trifft auf schwache Nachfrage und begrenzte Flexibilität. Der Terminmarkt bleibt volatil – getrieben von geopolitischen Einflüssen, Speicherbedarf und witterungsbedingten Unsicherheiten. Auch wirtschaftlich bleibt die Lage fragil: Zwar legte das deutsche BIP im ersten Quartal um 0,4 % zu, doch führende Institute haben ihre Jahresprognose bereits auf maximal 0,2 % gesenkt. Für die EU insgesamt werden Werte ähnlich dem Vorjahr erwartet. Damit bleibt die Richtung der Preise offen – auch wenn kurzfristig wenig für eine nachhaltige Erholung spricht.
Den vergangenen Monat prägte die Stabilisierung der internationalen Handelsbeziehungen – mit der Folge, dass die fundamental analysierten Aufwärtstendenzen bei den Energiepreisen die politischen Ereignisse wieder verdrängten. Neben der Marktbeobachtung sorgten mehrere Ereignisse für energiewirtschaftliche Implikationen und unmissverständliche Botschaften an die Energiepolitik.
Der Stromausfall Ende April in Spanien war mehr als nur ein technischer Zwischenfall – er entlarvte Schwächen im europäischen Strommarkt. Als Portugal kurzfristig den Stromimport stoppte, fiel der Spotmarktpreis in Spanien auf -10 EUR/MWh. Ein Zeichen dafür, wie sensibel das System auf Ungleichgewichte reagiert. Deutschland zeigt sich noch volatiler: Mit 153 Stunden negativer Preise bis Mai, teils bis -250 EUR/MWh, steht der Strommarkt unter Druck. Ursache ist unter anderem das Fördersystem für erneuerbare Energien. Auch bei Überangebot wird weiter eingespeist – denn Betreiber erhalten trotz negativer Preise eine Vergütung. Das neue Solarspitzengesetz soll gegensteuern: Seit 2025 entfällt die Marktprämie bei negativen Preisen, neue Anlagen mit Einspeisetarif erhalten dann gar keine Vergütung. Dennoch bleibt das Problem bestehen, solange viele Anlagen weiter fix gefördert werden. Ein resilienter Energiemarkt braucht Flexibilität, Speicher und marktorientierte Anreize – gerade bei wachsendem Anteil erneuerbarer Energien.
Entscheidenden Einfluss haben die Erneuerbaren auch auf die ausgestoßenen CO2-Emissionen. Anfang April veröffentlichte die EU-Kommission die Emissionszahlen für 2024 aller vom EU-Emissionshandel (EU-ETS) erfassten Anlagen – erstmals inklusive des europäischen Schiffsverkehrs. Mit rund 56 Mio. Tonnen CO₂e liegen die Emissionen der Schifffahrt etwa auf dem Niveau des innereuropäischen Flugverkehrs. Insgesamt sanken die Emissionen der bestehenden ETS-Sektoren im Vergleich zum Vorjahr um knapp 5 % – ein Rückgang, der zwar moderater als der Rekordrückgang von über 15 % aus 2023 ausfällt, aber dennoch leicht über dem EU-Zielpfad für 2030 liegt. Im Vergleich zu 2005 wurden die Emissionen bereits fast halbiert. Um das 62%-Reduktionsziel bis 2030 zu erreichen, ist jedoch weiterhin eine jährliche Verringerung von rund 4,4 % nötig.
Der stärkste Rückgang erfolgte im Strom- und Wärmesektor (-10 %), getrieben durch die Erneuerbaren. Die Erzeugung aus Photovoltaik und Wind stieg auf EU-Ebene um etwa 8 %, wobei PV um über 20 % zulegte. Zusätzlich sorgten ein wasserreiches Jahr und ein Anstieg der Atomkraft um rund 5 % für eine signifikante Reduktion des fossilen Strombedarfs. Allerdings verhinderte der wieder steigende Einsatz von Kohle ab Herbst 2024 einen noch stärkeren Rückgang. In der Industrie stabilisierten sich die Emissionen auf Vorjahresniveau, mit branchenspezifischen Unterschieden: Während Zement, Glas und Keramik um etwa 5 % zurückgingen, stiegen die Emissionen der Chemiebranche wieder um knapp 5 %, blieben aber deutlich unter dem Vorkrisenniveau. Der Flugverkehr legte erneut um 15 % zu und nähert sich dem Vor-Corona-Niveau an.
Für 2025 sind keine weiteren Emissionsrückgänge zu erwarten. Trotz weiterem Photovoltaik-Ausbau schwächeln Wind- und Wasserkraft, sodass die Emissionen im Stromsektor aktuell etwa 7 % über dem Vorjahresniveau liegen. Die Industrie erholt sich leicht, was ebenfalls gegen weitere Rückgänge spricht. Auf der Angebotsseite im CO₂-Markt sorgt das „REPowerEU“-Programm für kurzfristig höhere Zertifikatsmengen, die aber ab 2027 um bis zu 27 % sinken werden. Diese Verknappung treibt die CO₂-Preise deutlich nach oben: Analysten erwarten für 2027 Werte von rund 90 bis über 120 EUR pro Tonne. Die Dekarbonisierung bleibt eine Herausforderung, die vor allem vom Ausbau erneuerbarer Energien, Speichern und einem flexiblen Energiesystem abhängt.
Bevor wir zum Marktgeschehen kommen, sei noch auf zwei wichtige Gasmarkt-Meldungen hingewiesen: Die EU-Kommission plant ein Verbot russischer Gasimporte. Ziel ist die vollständige Abkehr von russischem Gas, das 2024 noch 19 % der EU-Importe ausmachte. Gleichzeitig wurde über Gespräche zwischen den USA und Russland berichtet, die eine Rückkehr russischer Gaslieferungen über US-Investoren prüfen – ein widersprüchliches Signal zur EU-Strategie. Das EU-Parlament beschloss zudem flexiblere Gasspeicherregeln: Das Füllziel soll von 90 % auf 83 % sinken. Die Verhandlungen mit dem Rat starteten am 13. Mai.
Auch auf die Energiepreise haben die Gasspeicher gewaltigen Einfluss. Nachdem die europäischen Gasspeicher im Mai weiter kräftig gefüllt wurden – mit einer Einspeicherrate von fast 4 TWh pro Tag – und der Füllstand nun bei 48 % liegt, zeigt sich auch der Strommarkt weiter unter dem Eindruck hoher Verfügbarkeit. Im Mai setzte sich der Abwärtstrend der Spotpreise fort. In Deutschland und Österreich lag das Monatsmittel mit ca. 70 EUR/MWh bei etwa der Hälfte des bisherigen Jahreshochs im Februar. Die starke Einspeisung aus Wind und Sonne drückte die Preise über weite Strecken. Zur Monatsmitte erreichte die Windstromproduktion 106 % der Norm, in Spitzen bis zu 170 %. Gleichzeitig meldete die Photovoltaik am 13. Mai neue Allzeithochs: 47,82 GW in einer Stunde und 425,28 GWh am Tag. Die letzte Maiwoche wurde zur zweitgünstigsten des bisherigen Jahres: Bei nahezu normgerechter Solarerzeugung von 14,1 GW stieg die Windausbeute im Schnitt auf 16,5 GW.
Mehrere Tage stachen mit besonders extremen Preisbewegungen hervor. Am 11. Mai lagen die Spotpreise in Deutschland, Österreich und Frankreich tagsüber durchgehend unter null. In Polen – mit 62,60 EUR/MWh das teuerste Marktgebiet – waren sieben Stunden negativ. In Deutschland lag Stunde 14 bei -250,3 EUR/MWh, in Belgien sogar bei -462,33 EUR/MWh. Gründe waren eine starke Kombination aus Wind, Solar und Laufwasserkraft bei gleichzeitig schwacher Nachfrage. Ähnliche Effekte zeigten sich am Freitag nach Christi Himmelfahrt (30. Mai). Für die Mittagsstunden prognostizierten Modelle Preise unter -200 EUR/MWh. Erwartet wurde eine Last von nur 55 GW bei gleichzeitiger Erzeugung von 43 GW Wind und 40 GW Solar – ein Überschuss von 28 GW, der sich kaum ausgleichen lässt. Zwar sind in Deutschland inzwischen rund 2 GW an Großbatteriespeichern und 10 GW an Pumpspeichern installiert, deren Kapazität reicht aber nicht aus, um solche Einspeisespitzen abzufedern.
Auch am Terminmarkt zeigte sich im Mai viel Bewegung. Erst konsolidierten sich die Strom- und Gaspreise von ihren Tiefpunkten aus angesichts der Beruhigung um die Handelskonflikte nach oben. Dann fielen sie wieder. Auslöser für den Anstieg waren unter anderem geplante Wartungsarbeiten in Norwegen, die die Gasflüsse temporär um 40 % reduzierten. Verzögerungen bei der Rückkehr der Lieferungen sowie die Ankündigung einer US-Zollpause beeinflussten zusätzlich die Preise. Erst nach Abschluss der Wartung stiegen die norwegischen Flüsse wieder. Gleichzeitig gingen temperaturbedingt die Verbrauchsmengen zurück, was mehr Einspeicherung ermöglichte. Der Strompreis folgte diesen Entwicklungen, ebenso von den Handelsgesprächen zwischen den USA und China beeinflusst. Hinzu kamen fundamentale Effekte, darunter Unsicherheiten bei der Wasserkraftproduktion. Zwar ist die Schneeschmelze im Alpenraum inzwischen in vollem Gange und wirkt leicht preisdämpfend, die Wasserverfügbarkeit liegt aber noch deutlich unter dem langjährigen Durchschnitt. Ein vorzeitiges Ende der kurzfristigen Schmelze, wie noch im April befürchtet, ist aktuell nicht zu erwarten – ein Faktor, der die Risikoprämien am Terminmarkt sinken lässt.
Kurzfristig bleibt der Ausblick für den Spotmarkt verhalten: Die hohe wetterabhängige Erzeugung trifft auf schwache Nachfrage und begrenzte Flexibilität. Der Terminmarkt bleibt volatil – getrieben von geopolitischen Einflüssen, Speicherbedarf und witterungsbedingten Unsicherheiten. Auch wirtschaftlich bleibt die Lage fragil: Zwar legte das deutsche BIP im ersten Quartal um 0,4 % zu, doch führende Institute haben ihre Jahresprognose bereits auf maximal 0,2 % gesenkt. Für die EU insgesamt werden Werte ähnlich dem Vorjahr erwartet. Damit bleibt die Richtung der Preise offen – auch wenn kurzfristig wenig für eine nachhaltige Erholung spricht.
Viel Erfolg bei Ihren Entscheidungen mit Energie!
Ihr Felix Diwok
Für das Team der Inercomp