Der Oktober hatte keinen einzelnen Preistreiber – er hatte ein ganzes Bündel: schwache Wasserführung, teures Gas und einen ungelösten Konflikt im Nahen Osten. Die US-Midterm-Wahlen am 3. November rückten eine zusätzliche Unbekannte ins Zentrum: Wie würde Donald Trump danach gegenüber dem Iran weiter vorgehen? Eine Verhandlungslösung könnte Risikoprämien lösen, ein Fortbestehen des Patts in der Straße von Hormus sie festigen. Der Markt ging ohne Antwort in den November.
Der Preisunterschied zwischen den österreichischen und deutschen Strom-Spotmärkten bleibt ein zentrales Thema der heimischen Energiewirtschaft. Seit Oktober 2018 bildet Österreich eine eigene Preiszone; seither können die Preise zeitweise erheblich auseinanderlaufen. Im Jahresmittel der vergangenen sieben Jahre lag die Differenz zwischen 2,35 EUR/MWh (2024) und 25,95 EUR/MWh (2022). Nur 2022 überschritt der Jahreswert 10 EUR/MWh. 2026 zeigt sich erneut die hohe Volatilität: Am 3. Oktober war Österreich um mehr als 16 EUR/MWh günstiger als Deutschland, am 10. Oktober bereits um 156 EUR/MWh teurer. Seit Jahresbeginn beträgt das österreichische Premium 14,94 EUR/MWh; für das Gesamtjahr werden 18,6 EUR/MWh erwartet.
Der wichtigste Einflussfaktor ist die österreichische Laufwasserkrafterzeugung. Verstärkend wirken das Verhältnis der Grenzkosten von Kohle- und Gaskraftwerken (Fuel Switch), die Einspeisung von Wind und Photovoltaik, die Nachfrage und die verfügbaren Grenzkapazitäten. Während sich die physischen Verbindungen in den vergangenen Jahren nicht verändert haben, schwankt die erneuerbare Erzeugung – und insbesondere die Laufwasserkraft – deutlich. Der Vergleich der Jahre 2024 und 2026 illustriert das: Auf Rekorde bei der Laufwasserproduktion und den niedrigsten Gebotszonenspread folgte 2026 das trockenste Jahr seit Beginn der Messaufzeichnungen Ende des 19. Jahrhunderts. Von Jahresbeginn bis 11. Oktober lag die Laufwassererzeugung 2024 im Schnitt bei 3,8 GW, 2026 nur bei 2,2 GW. Das entspricht einem Minus von 42 Prozent beziehungsweise 1,6 GW.
Grundsätzlich kann Österreich fehlende Wasserkraft durch Importe ausgleichen. Strom aus Deutschland ist häufig günstiger als die heimische Erzeugung. Der Import stößt jedoch an Grenzen: Entscheidend ist nicht nur die physisch vorhandene Verbindungskapazität, sondern auch jene Kapazität, die der Marktkopplung tatsächlich zur Verfügung gestellt wird. Ist sie ausgeschöpft, müssen österreichische Gaskraftwerke einspringen. Deren Grenzkosten können deutlich über dem deutschen Importpreis liegen – die Differenz wird dann im österreichischen Spotpreis sichtbar.
Die Preisabstände folgen zudem saisonalen und täglichen Mustern. Im Winter fallen sie üblicherweise höher aus als im Sommer, weil die Laufwasserkraft weniger produziert und der Bedarf gleichzeitig steigt. Im Tagesverlauf sind die größten Differenzen im Mittel um 16 Uhr zu beobachten, gefolgt von 15 und 17 Uhr. Die geringsten Abstände zeigen sich zwischen 8 und 10 Uhr sowie zwischen 20 und 22 Uhr. Gerade in diesen Stunden erzeugen österreichische Pumpspeicherwerke Strom: Sie erhöhen die heimische Erzeugung, reduzieren den Importbedarf und begrenzen so den Spread.
Hohe Preisunterschiede belasten alle österreichischen Verbraucher, besonders aber die produzierende Industrie im Wettbewerb mit deutschen Unternehmen. An der Niederschlagsmenge lässt sich kurzfristig nichts ändern. Umso wichtiger sind zusätzliche Wind- und PV-Anlagen, die günstige Erzeugung bereitstellen, sowie mehr verfügbare Grenzkapazität. Ein wesentlicher Netzausbau ist die seit 2023 im Bau befindliche „Deutschlandleitung“: Die neue 380-kV-Verbindung soll Bayern mit dem Umspannwerk St. Peter am Hart verbinden und die bestehende 220-kV-Leitung ersetzen. Ihre schrittweise Inbetriebnahme ist von April bis Dezember 2027 vorgesehen. Die Kapazität steigt dadurch von 800 MW auf 6.000 MW. Zum Vergleich: Österreichs gesamte physische Grenzkapazität liegt derzeit laut E-Control bei rund 10.000 bis 11.000 MW.
Die hohen Gebotszonendifferenzen von 2026 dürften damit ein statistischer Ausreißer bleiben. Eine Normalisierung der Hydrologie könnte 2027 entlasten, ab 2028 sollte die Deutschlandleitung zusätzliche Spielräume schaffen. Voraussetzung ist allerdings, dass auch nachgelagerte Engpässe – insbesondere auf den innerdeutschen Nord-Süd-Trassen – zurückgehen und die zusätzliche physische Kapazität tatsächlich handelbar wird. Die Leitung allein beseitigt weder hydrologische Knappheit noch jede Netzrestriktion, erweitert aber die Möglichkeiten für grenzüberschreitenden Stromhandel.
Die Anspannung beschränkte sich nicht auf Österreich. In der zweiten Oktoberwoche erreichten die Spotpreise in Deutschland und Österreich den höchsten Stand seit vier Jahren. Im Monatsmittel war der Oktober 2026 der teuerste europäische Spotmonat seit Dezember 2022: Deutschland kam auf 169 EUR/MWh und lag damit über dem Oktober 2022 (152 EUR/MWh), Ungarn auf 244,5 EUR/MWh, Rumänien auf 239,2 EUR/MWh. In Frankreich stieg der Spotpreis gegenüber Oktober 2025 um 189 Prozent. Hohe Gaspreise, eine schwache Kernkraftverfügbarkeit und geringe Laufwasserkrafterzeugung trafen gleichzeitig zusammen.
Am Terminmarkt setzte sich der Anstieg fort. Das österreichische Base-Frontjahr (Cal-2027) legte vom 19. auf den 26. Oktober um 8,0 Prozent zu und notierte am 26. Oktober mit 174,27 EUR/MWh deutlich über dem deutschen (157,98 EUR/MWh). Fehlende geopolitische Fortschritte und der nahende Winter hielten die Risikoprämien hoch, mildere Temperaturen brachten nur kurzfristig Entlastung.
Gas blieb der zentrale Kostentreiber. Der TTF-Frontmonat erreichte in der zweiten Oktoberwoche 87 EUR/MWh, der CEGH 89 EUR/MWh, jeweils der höchste Stand seit 2022. Angriffe auf LNG-Tanker im Nahen Osten und die Wintereindeckung asiatischer Abnehmer verschärften den Wettbewerb um LNG. Niedrige Speicherstände, steigende Heiznachfrage und ungeplante Ausfälle norwegischer Gasfelder verstärkten den Druck. Preise um 100 EUR/MWh im weiteren Winterverlauf galten am Markt als mögliches Szenario.
Am 2. November korrigierten Strom- und Gas-Frontjahre um rund sieben Prozent. Mildere Wetterprognosen, Trumps Ankündigung, Verhandlungen mehr Zeit zu geben, und ein mögliches Abkommen über russische Gaslieferungen via Ukraine entlasteten den Markt. Aus Sicht des Monatswechsels sind die Midterms, Friedensverhandlungen und Wetter zentrale Preistreiber. Höherer Heizbedarf und hohe Gaspreise dürften die erhoffte Rückkehr der Kernkraftwerke überlagern. Trotz möglicher Rücksetzer sprechen die Rahmenbedingungen damit für weiterhin hohe Preise und einen volatilen Markt.
Ihr Matthias Kisslinger
Für das Team der Inercomp